Toronto, Canadá, Jueves 13 de marzo de 2014 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) anunció hoy la publicación de sus resultados financieros consolidados auditados correspondientes al cuarto trimestre y al año finalizado el 31 de diciembre del 2013, en conjunto con su Informe de Gestión  para el mismo periodo. Estos documentos serán publicados en la página web de la Compañía www.pacificrubiales.com, SEDAR en www.sedar.com, 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 en este comunicado de prensa y en las revelaciones financieras de la Compañía se expresan en dólares americanos a menos que se indique lo contrario.

Información Operacional Destacada:

• La producción total de campo durante el año alcanzó la cifra de 311.177 bpe/d, un aumento del 26% respecto a 2012.
• La participación antes de regalías durante el año fue de 157.976 bpe/d, un aumento del 33% respecto a 2012.
• La producción neta después de regalías del año fue de 129.386 bpe/d, un aumento del 32% respecto a 2012. Este resultado excedió el límite superior del rango meta de producción neta anual establecida por la Compañía para el 2013, a pesar de haber entregado 1,3 MMbbl asociados a la decisión del laudo arbitral referente al PAP (“PAP”).
• La producción promedio neta del cuarto trimestre de 2013 alcanzó un récord de 134.313 bpe/d, un aumento del 24% respecto al mismo periodo de 2012.
• El volumen de ventas durante el año fue 134.621 bpe/d, un aumento del 24% respecto a 2012, a pesar de haber entregado 0,5 MMbbl por única vez para el llenado del oleoducto Bicentenario.
• La Compañía fue capaz de aumentar su netback operativo en comparación con el año anterior, como resultado de la implementación exitosa de iniciativas de reducción de costos, a pesar de la reducción del 3% en los precios de realización combinados en 2013. El netback operativo sobre la producción combinada de petróleo y gas natural de 2013 fue $60,77/bpe, en comparación  con los $60,20/bpe de 2012.
• Los costos operativos del petróleo en el cuarto trimestre de 2013 se redujeron en $7,46/bbl respecto al mismo periodo de 2012, sustancialmente en línea con la meta de reducción de $8/bbl para finales de 2013 anunciada previamente por la Compañía. Se espera que los costos operativos continúen descendiendo en 2014.

Información Financiera Destacada:

• Los ingresos del año 2013 fueron $4,6 millardos, un aumento del 19% en comparación con 2012 a pesar de la caída en los precios internacionales del petróleo.
• El EBITDA ajustado durante el año fue $2,6 millardos, un aumento del 27% en comparación con 2012, lo cual representa un margen del 55% sobre los ingresos registrados durante el ejercicio.
• El Flujo de Caja (flujo de fondos de las operaciones) para el año fue $1,9 millardos, un aumento del 38% en comparación con 2012.
• Las inversiones totales en E&D ascendieron a $2,1 millardos, en comparación con $1,5 millardos en 2012.
• En 2013, la Compañía pagó un total de $196 millones en dividendos a sus accionistas.
• La Compañía inició la recompra de sus acciones ordinarias en noviembre bajo una oferta de emisor de curso normal, la cual ha continuado en 2014. A la fecha, ha comprado aproximadamente 10,7 millones de acciones ordinarias para cancelación.

Información Adicional Destacada:

• Se perforaron en total 34 pozos exploratorios en 2013, de los cuales 23 resultaron en descubrimientos, alcanzando una tasa de éxito exploratorio del 68% durante el año.
• Las Reservas Totales Probadas más Probables netas después de regalías (“2P”) aumentaron a 619.2 MMbpe al 31 de diciembre de 2013, un crecimiento del 21% en comparación con los 513,7 MMbpe registrados al 31 de diciembre de 2012, y una tasa de remplazo de reservas 2P del 324%. Los 153 MMbpe  de adiciones totales en reservas 2P netas incluyen 89 MMbpe provenientes de las adquisiciones y 66 MMbpe provenientes de las actividades de exploración.
• Continúa la diversificación de las reservas más allá de campo Rubiales, el cual ahora representa menos del 11% de las reservas 2P netas de la Compañía.
• En noviembre de 2013, la Compañía perfeccionó la adquisición estratégica de Petrominerales Ltd. (“Petrominerales”).
• En diciembre, la Compañía suscribió un acuerdo para vender su participación del 5% y los derechos de transporte en el oleoducto OCENSA en Colombia (adquiridos como parte de la adquisición de Petrominerales) por un valor de $385 millones.
• A finales de 2013, se obtuvieron los primeros resultados de pruebas y producción de crudo en el bloque CPE-6.

 

Ronald Pantin, el Director Ejecutivo de la Compañía, comentó:

“En Pacific Rubiales nos hemos enfocado en el crecimiento de la producción y en la generación de efectivo, ya que consideramos que estos son los dos indicadores más importantes de la creación de valor a través del tiempo para una compañía de E&P. Es muy gratificante anunciar que el 2013 representa el sexto año consecutivo de crecimiento en EBITDA, y el cuarto año consecutivo de crecimiento tanto en producción como en flujo de caja. Durante 2013, entregamos una vez más sólidos resultados operativos y financieros; los volúmenes de producción y ventas, y todos los indicadores de flujo de efectivo, incluyendo el EBITDA y el flujo de fondos de las operaciones, alcanzaron niveles récord.

“Fuimos capaces de mantener un netback operativo sólido, consistente con el reportado el año anterior a pesar de la caída en el precio de venta del petróleo y gas natural, hecho derivado principalmente de la reducción en el precio de referencia internacional. En particular, me siento muy complacido con el progreso que hemos logrado en la reducción de los costos operativos del petróleo. La meta era reducir estos costos (sobre la base del total de costos de producción, transporte y dilución) en aproximadamente $8/bbl para finales de 2013. La reducción reportada durante el cuarto trimestre de 2013 en comparación con el mismo periodo de 2012 fue de $7.46/bbl, impulsada principalmente por la puesta en operación del oleoducto Bicentenario y la reducción en los volúmenes de diluentes comprados. La electrificación de la línea de transmisión PEL en enero de 2014 (retrasada aproximadamente un mes por demoras en las aprobaciones gubernamentales), al igual que la anticipada puesta en marcha del proyecto de irrigación de agua denominado Agrocascada, contribuirán a reducciones adicionales en los costos operativos durante 2014.

“A finales de 2013, cerramos la adquisición de Petrominerales. Es importante comprender plenamente tanto la estrategia de negocio como los generadores de valor operacional que motivaron  esta importante adquisición, entre los que se encuentran: (1) producción adicional de crudo liviano, la cual podemos utilizar como fuente confiable y de bajo costo de diluentes para nuestra producción creciente de crudo pesado, remplazando la compra de destilados de alto costo, (2) reservas de crudo liviano que fuimos capaces de incrementar en aproximadamente 24% a finales de 2013, (3) 43 MMbbl de nuevas reservas 2P netas  de crudo pesado para ser desarrolladas en el Bloque Rio Ariari, el cual es 100% propiedad de la Compañía, y (4) participaciones en los oleoductos OCENSA y Bicentenario, también estratégicas para nuestras expectativas de crecimiento en la producción proveniente de la Cuenca de los Llanos en Colombia. A finales de 2013, anunciamos la venta del 5% de la participación en el oleoducto OCENSA por $385 millones, manteniendo la capacidad de transporte a largo plazo, y esperamos perfeccionar esta transacción durante el primer trimestre de 2014. Esperamos llevar a cabo ventas adicionales de otros activos del midstream durante 2014 y 2015. El producto de estas ventas será utilizado para reducir deuda y recompra de acciones.

“Gracias a nuestro exitoso programa de exploración y estrategia de adquisiciones logramos aumentar nuestras reservas netas en 21% y al mismo tiempo diversificamos aún más nuestra base de reservas más allá del campo Rubiales, el cual actualmente representa menos del 11% del total de las reservas 2P netas. Como parte de nuestro objetivo a corto plazo enfocado en remplazar la producción del Campo Rubiales, hemos iniciado las fases de desarrollo en los descubrimientos de crudo pesado en nuestros bloques CPE-6 y Rio Ariari, los cuales se espera contribuyan significativamente al crecimiento de la producción durante los siguientes tres años.

Desde que se recibió licencia global para exploración y explotación de CPE-6 en noviembre de 2013, la Compañía ha perforado siete pozos, con resultados exitosos en las pruebas realizadas en dos pozos y pruebas adicionales en curso o previstas para otros pozos. Actualmente, la Compañía cuenta con dos taladros de perforación operando en el bloque y planea perforar un  total de 25 pozos de exploración y desarrollo durante el 2014.

Desde la adquisición del Bloque Rio Ariari a finales de noviembre de 2013, la Compañía ha perforado dos pozos horizontales que probaron la presencia de petróleo y está optimizando los equipos para pruebas extensas. Actualmente, la Compañía cuenta con dos taladros de perforación operando en el bloque y planea perforar entre 17 a 20 pozos de exploración y producción (incluyendo horizontales) durante 2014. Un taladro adicional se está  movilizado hacia el bloque.

“Desde 2007, la Compañía ha podido convertir 150 MMbpe de sus reservas 2P netas en producción y al mismo tiempo ha quintuplicado sus reservas 2P netas, en línea con el aumento de la producción. Tenemos los activos, conocimientos técnicos especializados y la trayectoria para remplazar en gran parte la producción neta actual del campo Rubiales, para el momento que termine el contrato en 2016.

“En 2013, la Compañía demostró la sincronización térmica obtenida con la aplicación de su tecnología de recuperación secundaria STAR en el proyecto piloto en Quifa SO. Con la aplicación de STAR se logró doblar el factor de recobro primario en el área piloto, certificado por tres firmas de ingeniería independientes, y la Compañía recibió dos patentes por veinte años para la aplicación exclusiva de la tecnología STAR en Colombia. En 2014, planeamos expandir el proyecto piloto a una primera escala comercial, convirtiendo pozos adyacentes que actualmente producen bajo flujo primario. Pacific Rubiales posee actualmente una de las más grandes extensiones de tierra a lo largo de la franja de recursos de crudo pesado en Colombia. Con un gran volumen de Petróleo Original en Sitio en varios campos descubiertos, estamos convencidos que STAR representa el potencial futuro de la industria petrolera en Colombia tanto como el futuro de Pacific Rubiales.

“En mayo de 2013, la Compañía aumentó su dividendo trimestral en 50% y a finales del año inició la recompra de sus acciones ordinarias bajo una oferta de emisor de curso normal; a la fecha ha comprado aproximadamente 10,7 millones de acciones ordinarias para cancelación. Esta es una clara demostración de nuestro compromiso de mantener un balance entre el crecimiento y los rendimientos, al igual que de nuestra confianza en la sostenibilidad de los ingresos futuros y del flujo de caja, soportados en nuestra expectativa del crecimiento continuo de la producción, y nuestra convicción de que las acciones de la Compañía se encuentran bastante subvaloradas.

“Durante el año realizamos varios descubrimientos exploratorios significativos, incluyendo los descubrimientos Kangaroo y Bilby en los bloques costa afuera de Karoon en la Cuenca Santos en Brasil, y el descubrimiento Los Ángeles en el Bloque 131 en Perú. La Compañía está planeando la perforación de pozos de evaluación en estos descubrimientos durante los siguientes 12 meses, y tiene planeado un extenso y emocionante programa de perforación exploratoria para 2014.

“Para concluir, deseo comunicar que nos sentimos complacidos de cerrar un exitoso año 2013 y esperamos un nuevo año de sólido desempeño operacional y financiero. Esperamos que este año esté marcado por el retorno a un extenso desarrollo de campos de crudo pesado en Colombia, un crecimiento modesto en la producción de crudo liviano, en tierra firme en  Colombia y costa afuera  en Perú, y un emocionante programa de exploración cuya meta será tanto la evaluación de los descubrimientos realizados el año pasado, como los nuevos objetivos exploratorios de alto impacto, construyendo así para el beneficio a largo plazo de nuestros accionistas y empleados, la principal compañía de E&P enfocada en América Latina.”

Resultados Financieros

Resumen Financiero
		Año Finalizado en Diciembre 31				Tres Meses Finalizados en Diciembre 31
		2013	2012			2013				2012
Ventas de Petróleo y gas ($ millones)		4.626,9		3.884,8			1.202,6		1.046,7
EBITDA Ajustado ($ millones)1, 4		2.567,0		2.020,0			655,3		429,6
EBITDA Margen Ajustado (EBITDA Ajustado /Ingreso)		55%		52%			54%		41%
EBITDA Ajustado por acción1, 4		7,95		6,85			2,02		1,45
Flujo de Caja (Flujo de fondos de operación) ($ millones)1		1.913,1		1.387,5			476,9		231,5
Flujo de Caja (Flujo de fondos de operación) por accion1		5,92		4,71			1,47		0,78
Utilidad Neta Ajustada de las Operaciones ($ millones)1		490,2		650,9			152,1		58,7
Utilidad Neta Ajustada de las Operaciones por acción1		1,52		2,21			0,47		0,20
Utilidad Neta ($ millones) 2		430,4		527,7			143,0		(23,8)
Utilidad Neta por acción		1,33		1,79			0,44		(0,08)
Producción Neta (bpe/d)		129.386		97.657			134.313		108.149
Volumen de Venta (bpe/d)		134.621		108.980			143.864		120.141
(COP$ / US$) tasa de cambio 3		1.926,83		1.768,23			1.926,83		1.768,23
Acciones promedio ordinarias emitidas circulación (millones)		323,0		294,6			324,2		296,3

¹ Los términos EBITDA ajustado, flujo de caja (flujo de fondos de las operaciones) y utilidad neta ajustada de las operaciones, no son medidas reconocidas bajo las NIIF. Favor referirse a Medidas Financieras Adicionales en el Informe de Gestión.

² Utilidad neta atribuible a los accionistas de la Matriz.

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

⁴ La Compañía utiliza la medición financiera no reconocida bajo las NIIF EBITDA ajustado, mientras que en el pasado utilizó el término EBITDA. Nuestro cálculo de esta medición no ha cambiado respecto a los trimestres anteriores, pero la terminología ha cambiado, en cumplimiento de las directrices impartidas por la Comisión de Títulos Valores de Ontario.

Producción

Resumen Producción Neta
	Año Finalizado en Diciembre 31			Tres Meses Finalizados en Diciembre 31
	2013	2012	2013		2012
Petróleo y Líquidos (bbl/d)
Colombia	117.089	85.123	122.190		95.526
Perú	1.355	1.573	1.244		1.457
Total Petróleo y Líquidos (bbl/d)	118.444	86.696	123.434		96.983
Gas Natural (bpe/d)1
Colombia	10.942	10.961	10.879		11.166
Total Gas Natural (bpe/d)	10.942	10.961	10.879		11.166
Total Producción Equivalente (bpe/d)	129.386	97.657	134.313		108.149

¹ Conversión estándar colombiana para gas natural de 5.7 Mcf: 1 bbl,

Información adicional se encuentra disponible en el Informe de Gestión.

En 2013, la producción neta de la Compañía de 129.386 bpe/d aumentó 32% en comparación con el año anterior, impulsada por el aumento en los volúmenes de producción de los campos de crudo pesado, más los volúmenes adicionales y el crecimiento de la producción de crudo liviano.

La producción neta del campo Rubiales aumentó 18% a 70.214 bbl/d en comparación con los 59.285 bbl/d reportados el año anterior, y la producción del campo Quifa SO aumentó 7% a 23.610 bbl/d en comparación con los 22.070 bbl/d reportados el año anterior, debido en gran medida a las licencias ambientales recibidas en agosto de 2012, para una mayor inyección de agua en el campo Rubiales.

La producción total de crudo liviano se quintuplicó a 21.783 bbl/d en comparación con los 4.243 bbl/d registrados el año anterior, como resultado principalmente de los activos de C&C Energía y PetroMagdalena, adquiridos en julio y diciembre de 2012, respectivamente, y el crecimiento alcanzado gracias a la exitosa actividad exploratoria y de desarrollo de estos activos. La Compañía espera que la producción de crudo liviano aumente aún más durante 2014 con la producción adicional proveniente de la adquisición de Petrominerales y el crecimiento resultante de la perforación de desarrollo que actualmente se lleva a cabo en el Bloque Z-1, costa afuera  en Perú.

 Producción y Volúmenes de Ventas

 

Reconciliación de la Producción a Ventas Totales
	Año Finalizado Diciembre 31			Tres Meses Finalizados Diciembre 31
	2013	2012	2013		2012
Producción Neta (bpe/d)
Colombia	128.031	96.084	133.069		106.692
Perú	1.355	1.573	1.244		1.457
Total Producción Neta (bpe/d)	129.386	97.657	134.313		108.149
Volumen de Ventas (bpe/d)
Producción Disponible para la Venta (bpe/d)	129.386	96.463	134.313		107.071
Volumen de Diluente (bbl/d)	5.085	9.609	2.261		9.671
Volumen Crudo para Comercialización (bbl/d)	3.832	4.937	3.399		1.718
Liquidación PAP (bbl/d) 1	(3.492)	(1.499)	(6.363)		-
Llenado Oleoducto Bicentenario (bbl/d)	(1.344)	-	(920)		-
Movimiento de Inventarios y Otros (bpe/d)	1.154	(530)	11.174		1.681
Total Volumen vendido (bpe/d)	134.621	108.980	143.864		120.141

¹ Corresponde al inventario entregado a Ecopetrol durante 2013. Para el cuarto trimestre incluye el inventario apartado para liquidar los volúmenes PAP acumulados previamente.

 Información adicional sobre los volúmenes de producción y ventas se encuentra disponible en el Informe de Gestión.

La Compañía produce y vende petróleo y gas natural. Igualmente, compra líquidos y petróleo de terceros para comercialización y destilados para mezcla y dilución de la producción de crudo pesado, los cuales se incluyen en los “volúmenes de ventas” reportados. Los volúmenes de ventas también son impactados por el movimiento relativo de los inventarios durante el ejercicio reportado. Tanto los ingresos como los costos se reconocen sobre los volúmenes vendidos durante el periodo.

La producción disponible para la venta durante el año aumentó a 129.386 bpe/d en comparación con los 96.463 bpe/d en 2012 (un aumento del 34%), debido al incremento en los volúmenes de los campos productores. A pesar del aumento en la producción neta de petróleo pesado reportado por la Compañía en comparación con los niveles de 2012, los volúmenes de compra de diluentes disminuyeron 47% debido al remplazo de la compra de diluentes por el petróleo liviano propio de la Compañía. Los volúmenes para comercialización durante el año disminuyeron a 3.832 bbl/d de 4.937 bbl/d reportados el año anterior, mientras que el saldo de inventarios disminuyó con un retiro de 1.154 bpe/d en comparación con los 530 bpe/d acumulados en 2012.

 

El volumen total vendido, compuesto por los volúmenes de producción disponible para la venta, los volúmenes de diluentes comprados, los volúmenes de petróleo para comercialización y los cambios en los saldos de inventario, aumentó a 134.621 bpe/d en el presente año en comparación con los 108.980 bpe/d del año anterior (un aumento del 24%). Los volúmenes totales vendidos durante 2013 fueron impactados por dos eventos:

• Acuerdo Final PAP – Durante el año, la Compañía entregó 3.492 bbl/d (aproximadamente 1,3 MMbbl en total) a Ecopetrol S.A. como resultado  del laudo arbitral sobre el campo Quifa SO. Los volúmenes fueron contabilizados contra las provisiones financieras registradas a diciembre de 2012 y junio de 2013. El saldo restante de aproximadamente 0,5 MMbbl se entregará hacia finales del primer trimestre de 2014.
• Llenado del Oleoducto Bicentenario – Durante el año la Compañía entregó 1.344 bbl/d (aproximadamente 0,5 MMbbl en total), correspondiente a su cuota en el llenado del oleoducto Bicentenario. El llenado del oleoducto se completó durante el tercer trimestre y los costos asociados con esta operación fueron capitalizados como activo fijo.

Netback Operativo y Volúmenes de Ventas

 

Volúmenes de Producción de Petróleo y Gas y Netbacks
	Año Finalizado en Diciembre 2013			Año Finalizado en Diciembre 2012			Tres meses finalizados en Diciembre 2013			Tres meses finalizados en Diciembre 2012
	Petróleo	Gas Natural	Combinado	Petróleo	Gas Natural	Combinado	Petróleo	Gas Natural	Combinado	Petróleo	Gas Natural	Combinado
Volumen de Venta (bpe/d)	120.002	10.787	130.789	93.141	10.902	104.043	129.547	10.918	140.465	107.392	11.031	118.423
Precio de Venta Petróleo Crudo y Gas Natural ($/bpe)	99,05	37,27	93,95	102,94	42,19	96,58	95,54	32,69	90,66	99,83	43,80	94,61
Costos de Producción ($/bpe)	15,24	5,11	14,41	11,71	4,60	10,96	14,80	4,24	13,98	14,78	6,61	14,02
Costos de Transporte ($/bpe)	14,54	0,10	13,35	13,95	0,20	12,51	13,29	-	12,26	14,57	0,01	13,22
Costo Diluente ($/bpe)	5,46	-	5,01	11,08	-	9,92	2,32	-	2,14	8,52	-	7,72
Sub-Total Costos ($/bpe)	35,24	5,21	32,77	36,74	4,80	33,39	30,41	4,24	28,38	37,87	6,62	34,96
Otros Costos ($/bpe)	1,77	2,62	1,84	1,12	2,65	1,28	4,53	3,02	4,42	5,14	2,99	4,94
Overlift/Underlift Costos ($/bpe)	(1,56)	-	(1,43)	1,94	(0,27)	1,71	(1,71)	0,07	(1,57)	9,21	(0,89)	8,27
Total Costos ($/bpe)	35,45	7,83	33,18	39,80	7,18	36,38	33,23	7,33	31,23	52,22	8,72	48,17
Netback Operativo ($/bpe)	63,60	29,44	60,77	63,14	35,01	60,20	62,31	25,36	59,43	47,61	35,08	46,44

Información adicional sobre costos y netback operativo se encuentra disponible en el Informe de Gestión

En el comunicado de prensa con fecha 9 de abril de 2013, la Compañía reveló planes para lograr una reducción estructural de sus costos operativos del petróleo (costos de producción, transporte y diluentes) sobre una base pro-forma para finales de 2013, impulsada por varias iniciativas y proyectos, los cuales incluían una nueva línea de transmisión eléctrica para proveer electricidad a menor costo a las operaciones de campo, el aumento del transporte de crudo por medio de oleoductos en remplazo del transporte por carro-tanque el cual es mucho más costoso, eficiencias y optimizaciones relacionadas con costos de dilución y suministro.

Durante el cuarto trimestre de 2013, la Compañía reportó costos operativos del petróleo de $30,41/bbl en comparación con los $37,87/bbl registrados durante el cuarto trimestre de 2012, lo cual representa una reducción de $7.46/bbl, frente al mismo periodo de 2012, logrando alcanzar de forma sustancial el objetivo establecido de reducir $8/bbl. Con la electrificación de la línea de transmisión PEL (la cual suministrará electricidad a menor costo para las operaciones de los campos Rubiales y Quifa) y con  la aprobación del Ministerio de Minas y Energía recibida en enero, la Compañía espera materializar un año completo de reducción de costos  de producción en 2014, y actualmente proyecta una meta de costos operativos entre $28 a $30/bpe para el año, por debajo de la meta original de $30 a $33/bpe publicada en las perspectivas y expectativas de 2014.

 

La Compañía reporta por separado el netback operativo del petróleo comercializado, el cual fue de $1,54/bbl en 2013, en comparación con $3,38/bbl en 2012. El netback sobre las actividades de comercialización durante el cuarto trimestre y todo el año 2013 fue menor al reportado durante el 2012, debido principalmente al aumento en el costo de compra en comparación con el precio de venta. Para mayor información sobre el petróleo comercializado favor referirse al Informe de Gestión.

 

Reservas 2013

 

La siguiente tabla presenta un resumen de la información contenida en los reportes de reservas preparados con fecha efectiva del 31 de diciembre de 2013, por las firmas independientes de ingeniería de reservas contratadas por la Compañía: RPS Energy Canada Ltd., Petrotech Engineering Ltd., Netherland Sewell & Associates Inc. y DeGolyer McNaughton. Estos reportes de reservas fueron preparados de conformidad con el Instrumento Nacional 51-101 - Normas para la Revelación de las Actividades de Petróleo y Gas ("NI 51-101") e incluidos en el Formulario NI51-101 F1 – Estado de Información de Reservas y Otra Información de Petróleo y Gas de Pacific Rubiales Energy Corp. (el “Reporte FI”), publicado en SEDAR.

 

Las reservas 2P netas totales, expresadas en bpe, aumentaron ligeramente en el Reporte F1 respecto al valor anunciado anteriormente, como resultado de un pequeño movimiento neto no material de regalías pagadas en especie a pagadas en efectivo.

 

Reservas al 31 de Diciembre de 2013 (MMbpe1)
País	Campo	Total Probadas (1P)			Probables (P2)			Probadas más Probables (2P)			Tipo de Hidrocarburo
		100%	Bruto	Neto	100%	Bruto	Neto	100%	Bruto	Neto
Colombia	Rubiales	197,8	83,5	66,8	-	-	-	197,8	83,5	66,8	Crudo Pesado
	Quifa SO	133,8	80,3	64,8	11,8	7,1	5,8	145,6	87,3	70,5	Crudo Pesado
	CPE-6	34,1	17,0	15,6	104,5	52,3	47,3	138,6	69,3	62,9	Crudo Pesado
	Rio Ariari2	10,3	10,3	9,7	35,7	35,7	33,5	46,1	46,1	43,2	Crudo Pesado
	Otros bloques de crudo pesado3	99,3	69,5	58,2	76,6	48,3	39,8	175,9	117,8	98,0	Crudo Pesado
	Bloques Petrominerales 4	49,5	32,0	28,4	27,7	19,6	17,5	77,2	51,6	45,9	Crudo Liviano & Medio
	Otros bloques crudo liviano5	47,7	34,4	29,7	17,6	11,4	9,6	65,3	45,8	39,4	Crudo Liviano & Medio, asociación Gas Natural
	Bloques Gas Natural6	107,2	107,2	100,2	20,5	20,5	19,2	127,6	127,6	119,3	Gas Natural
	Sub-total	679,6	434,1	373,3	294,4	194,8	172,6	974,0	629,0	546,0	Crudo & Gas Natural Asociado
Perú	Bloque Z-1 & 131	42,7	20,8	20,8	106,6	52,2	52,4	149,3	73,0	73,2	Crudo Liviano & Medio, Gas Natural
	Total al  31 Dic., 2013	722,3	454,9	394,1	400,9	247,1	225,1	1.123,3	702,0	619,2	Crudo & Gas Natural
	Total al 31 Dic., 2012	670,4	389,8	335,5	373,9	209,8	178,2	1.044,4	599,6	513,7
	Diferencias	51,9	65,2	58,6	27,0	37,2	46,9	78,9	102,4	105,5
	Producción 2013	113,6	57,7	47,2	Total Reservas Incorporadas			192,4	160,1	152,7

Notas:

¹ Ver la sección "Conversión Bpe" en la notación cautelar al final de este comunicado de prensa.

² Bloque de petróleo pesado de Petrominerales, adquirido en 2013 (no existe registro de reservas del periodo anterior).

³ Incluye las propiedades Cajua, Quifa Norte y Sabanero.

⁴ Petróleo liviano y mediano en los bloques de Petrominerales adquiridos en 2013(excluye el bloque de petróleo pesado Rio Ariari)

⁵ Todas las otras propiedades de petróleo liviano (excluye los bloques Petrominerales).

⁶ Incluye las propiedades La Creciente y Guama.

En la anterior tabla, 100% se refiere a la participación del 100% en el campo; Bruto se refiere a la participación antes de regalías; Neto a la participación después de regalías; la suma de las cifras en la tabla pueden no coincidir ya que estas han sido redondeadas.

Actualización de las Actividades de Exploración

Durante el 2013 se perforaron en total 34 pozos exploratorios (incluyendo pozos de evaluación y estratigráficos), de los cuales 23 resultaron en nuevos descubrimientos, para una tasa de éxito del 68% en el año. Dieciocho  de estos pozos exploratorios fueron perforados durante el cuarto trimestre del año. Esta campaña de perforación exploratoria arrojó nuevos descubrimientos en los bloques CPE-6, Rio Ariari, Quifa, Arrendajo, Cravoviejo, Cachicamo, Casanare Este, Casimena, Cubiro, Yama, La Creciente y Guama, en Colombia, en el Bloque 131 en Perú y en los bloques Karoon en Brasil. Información adicional se encuentra disponible en el Informe de Gestión del cuarto trimestre y del cierre del año 2013.

Detalles de la Teleconferencia del Cuarto Trimestre y Cierre del Año 2013

La Compañía ha programado una teleconferencia para inversionistas y analistas para el jueves, 13 de marzo de 2014, a las 8:00 a.m. (Bogotá) 9:00 a.m. (Toronto) y 10:00 a.m. (Rio de Janeiro), cuyo propósito es discutir los resultados de la Compañía del cuarto trimestre y del cierre del año 2013. Entre los participantes se encontrarán Ronald Pantin, Director Ejecutivo, José Francisco Arata, Presidente, y un selecto grupo de la alta gerencia.

La teleconferencia en vivo será llevada a cabo en inglés, con traducción simultánea a español. Se publicará una presentación en la página web de la Compañía con anterioridad al inicio de la teleconferencia, a la cual se podrá acceder en www.pacificrubiales.com.

 

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

 

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

Número para Participante (Llamada Gratuita Colombia): 01-800-518-0661
Número para Participante (Llamada Gratuita Norteamérica): (888) 231-8191
Identificación de la Conferencia (Participantes en inglés): 23639502

Identificación de la Conferencia (Participantes en español): 23580209

La teleconferencia será transmitida vía internet, y se podrá acceder por medio del siguiente enlace:

http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.

La repetición de la teleconferencia estará disponible hasta las 23:59 (hora de Toronto), marzo 27 de 2014, y se podrá acceder marcando los siguientes números:

Repetición Número para Llamada Gratuita: 1-855-859-2056

Número Local:            (416)-849-0833

No. Identificación de la Repetición (Participantes en inglés): 23639502
No. Identificación de la Repetición (Participantes en español):         23580209

Pacific Rubiales, es una compañía canadiense productora de gas natural y crudo, dueña del 100% 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 crudo y 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; el impacto ambiental, nativo y otras reclamaciones y las demás demoras que tales reclamaciones puedan causar en el desarrollo esperado de los planes 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 2014, 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 depender indebida de dichas declaraciones debido a la incertidumbre inherente a la misma.

Adicionalmente, los niveles de producción reportados pueden no reflejar tasas de producción sostenibles y las tasas de producción futuras pueden diferir sustancialmente de las tasa de producción reflejadas en este comunicado de prensa debido a, entre otros factores posibles dificultades e interrupciones que afectan la producción de hidrocarburos.

Conversión Bpe

El bpe puede desorientar, en particular si se usa de manera aislada. Una conversión bpe 5,7 Mcf: 1 bbl está basada en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable en la punta del quemador y no representa un valor de equivalencia en la cabeza de pozo. Los valores estimados expresados en este comunicado de prensa no representa el valor de mercado.

 

Las reservas de gas natural de la Compañía están contenidas en La Creciente, Guama y otros bloques en Colombia, así como en el campo Piedra Redonda en el Bloque Z-1, Perú. Para todas las reservas de gas natural en Colombia, los bpe se han expresado mediante la conversión estándar de Colombia de 5.7 Mcf: 1 bbl requerida por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia, y para todas las reservas de gas natural en Perú, los bpe se han expresado mediante la conversión estándar de Perú de 5,626 Mcf: 1 bbl requerida por Perupetro S.A. Si una conversión estándar de 6.0 Mcf: 1 bbl se usara para todas las reservas de gas natural de la Compañía, esto se traduciría en una reducción de las reservas netas P1 y 2P de la Compañía de aproximadamente 4,9 y 6,9 MMbpe, respectivamente.

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.
NGL Millones Tons	Un millón de toneladas de NGL (Gas Natural Líquido) es equivalente a 48 Bcf o 1,36 millardos de m3 de gas natural
Producción Neta	Participación sobre la producción después de deducciones y regalías
Total Campos de Producción	100% de la producción total del campo antes de contabilizar la participación, regalías y deducciones.
Producción Bruta	Participación sobre la producción antes de deducciones y regalías
WTI	Petróleo Crudo West Texas Intermediate.

Traducción

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