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Toronto, Canadá, quinta-feira, 13 de março de 2014 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) anunciou hoje a divulgação de seus resultados financeiros consolidados auditados relativos ao exercício social e ao quarto trimestre de 2013, encerrados em 31 de dezembro de 2013, em conjunto com a Discussão e Análise da Administração (“MD&A”). Esses documentos serão publicados no website da Companhia, no endereço eletrônico www.pacificrubiales.com, no SEDAR, no endereço eletrônico www.sedar.com, na SIMEV, no endereço eletrônico www.superfinanceira.gov.co/web_valores/Simev, e na BM&FBOVESPA, no endereço eletrônico www.bmfbovespa.com.br. Todos os valores divulgados nesse comunicado e nos comunicados financeiros da Companhia estão em US$, a menos que expressamente declarado de forma contrária.

Destaques Operacionais:

• A produção total dos campos no ano foi de 311.177 boe/d, um aumento de 26% se comparado ao ano de 2012.
• A produção bruta no ano foi de 157.976 boe/d, um aumento de 33% se comparado ao ano de 2012.
• A produção líquida no ano foi de 129.386 boe/d, um aumento de 32% se comparado ao ano de 2012. A produção líquida ficou acima da faixa superior do guidance anual de produção da Companhia, apesar da acomodação de 1,3 MMbbl associados à decisão arbitral (“PAP”)
• A produção líquida média no quatro trimestre do ano de 2013 alcançou um recorde de 134.313 boe/d, um aumento de 24% se comparado ao mesmo trimestre do ano anterior.
• Volumes com vendas no ano foram de 134.621 boe/d, um aumento de 24% se comparado ao ano de 2012, apesar ,da acomodação de 0,5 MMbl associados com o preenchimento do oleoduto Bicentenario.
• A Companhia foi capaz de aumentar seus netbacks operacionais em comparação com anos anteriores, resultados da bem sucedida implementação de iniciativas para a redução de seus custos, apesar de uma diminuição de 3% nos preços realizados combinados no ano de 2013. Os netbacks operacionais de produção de petróleo cru e gás natural no ano de 2013 foram de $60,77/boe, comparado a $60,20/boe no ano de 2012.
• Custos operacionais com petróleo no quarto trimestre do ano de 2013 foram reduzidos em $7,46/bbl, se comparados ao mesmo trimestre de 2012, substancialmente em linha com o objetivo da Companhia previamente anunciado de uma redução de $8/bbl ao final do ano de 2013. Espera-se que os custos diminuam ainda mais no ano de 2014.

Destaques Financeiros:

• As receitas no ano foram de $4,6 bilhões, um aumento de 19% se comparadas ao ano de 2012, mesmo com redução dos preços internacionais de petróleo.
• O EBITDA ajustado no ano foi de $2,6 bilhões, um aumento de 27% se comparado ao ano de 2012, representando uma margem de 55% sobre as receitas totais no período.
• O fluxo de caixa (fluxo de fundos das operações) no ano foi de $1,9 milhões, um aumento de 38% se comparado ao ano de 2012.
• O total das despesas de capital com E&D foi de $2,1 bilhões, comparado a $1,5 bilhões em 2012.
• No ano de 2013, a Companhia desembolsou um total de $196 milhões em dividendos a acionistas
• A Companhia iniciou, no mês de novembro, a compra de suas ações ordinárias nos termos de um plano de recompra de ações, o qual continuou no ano de 2014. Até o momento, 10,7 milhões de ações ordinárias foram compradas para cancelamento.

Destaques Adicionais:

• O total de 34 poços de exploração foram perfurados durante o ano de 2013, resultando em 23 descobertas, o que representa uma taxa de sucesso de 68% no ano.
• O total de reservas Provadas mais Prováveis (“2P”) aumentou, em 31 de dezembro de 2013, para 619,2 MMboe, um aumento de 21% se comparado aos 513,7 MMboe registrados em 31 de dezembro de 2012, representando uma relação de reposição de reservas de 324%. O total líquido com adições de reservas 2P foi de 153 MMboe, incluem os 89 MMboe resultantes de aquisições e 66 MMboe resultantes de explorações.
• Contínua diversificação para além do campo Rubiales, o qual passou a representar menos que 11% do total líquido de reservas 2P.
• No mês de novembro, a Companhia concluiu a estratégica aquisição da Petrominerales Ltd. (“Petrominerales”).
• No mês de dezembro, a Companhia chegou a um acordo para a venda de de sua participação de 5% e seus direitos de transporte no oleoduto OCENSA, localizado na Colômbia (adquiridos por meio da aquisição de Petrominerales), por um montante de $385 milhões.
• Primeiros resultados de testes de petróleo e produção de petróleo no bloco CPE-6 foram conseguidos ao final do ano de 2013.

 

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

 

“Na Pacific Rubiales, focamos no crescimento da produção e geração de caixa, acreditando que essas são as medidas mais importantes para a criação de valor, ao longo do tempo, por uma companhia de E&P. Estou muito satisfeito que o ano de 2013 representou o sexto ano consecutivo de crescimento em EBITDA e quarto ano consecutivo em crescimento, tanto de produção quanto de fluxo de caixa. Durante o ano de 2013, novamente apresentamos resultados operacionais e financeiros sólidos, com volumes de venda e produção, além de indicadores de fluxo de caixa, incluindo EBITDA e fluxo de fundos das operações, alcançando níveis recordes.

 

Fomos capazes de manter um robusto netback operacional, consistente com o do ano passado, apesar de uma queda nos preços de venda de petróleo e gás natural, em razão, sobretudo, da redução dos preços internacionais de referência de petróleo. Estou particularmente satisfeito com nosso progresso na redução dos custos operacionais de petróleo. O objetivo era reduzir estes custos operacionais de petróleo (baseados em nossa produção agregada acrescida do transporte e de custos com diluentes) em, aproximadamente, $8/bbl ao final do ano de 2013. A redução de fato no quarto trimestre de 2013, comparada com o mesmo trimestre em 2012, foi de $7,46/bbl, impulsionada amplamente pelo início das atividades do oleoduto Bicentenario e pela redução na compra de volumes de diluentes. A eletrificação da linha de transmissão PEL em janeiro de 2014 (com um atraso de, aproximadamente, um mês, em razão da outorga tardia de aprovações regulatórias), juntamente com o início das atividades do projeto de irrigação de água “Agrocascada”, irão contribuir para futuras reduções em custos operacionais no exercício social de 2014.

Ao final de 2013, concluímos a aquisição de Petrominerales. É importante compreender, plenamente, as motivações relativas à estratégia de negócios e ao valor operacional por trás dessa importante aquisição, incluindo: (1) produção adicional de petróleo leve, a qual podemos utilizar como fonte mais barata e confiável de diluentes para nossa crescente produção de petróleo pesado, em substituição a compra de destilados, que são de alto custo; (2) reservas de petróleo leve, as quais fomos capazes de crescer em, aproximadamente, 24% ao final do ano de2013; (3) novas reservas líquidas 2P de petróleo pesado com 43 MMbbl para o desenvolvimento no bloco Rio Ariari, o qual é 100% operado pela Companhia; e (4) participação nos oleodutos OCENSA e Bicentenario, ambos também estratégicos para a nossa expectativa de crescimento de produção na bacia de Llanos, localizada na Colômbia. Ao final do ano de 2013, anunciamos a venda da participação de 5% adquirida no oleoduto OCENSA por $385 milhões, mantendo uma capacidade de transporte a longo prazo, a qual esperamos seja finalizada no primeiro trimestre de 2014. Esperamos que vendas adicionais de outros ativos midstream continuem ao longo do ano de 2014 e 2015 os recursos oriundos de tais vendas sejam utilizados para a redução de dívidas e recompra de ações.

 

Por meio de nosso bem sucedido programa de exploração e de nossa estratégia de aquisição, fomos capazes de aumentar nossas reservas em 21% líquido e as diversificamos para além do campo Rubiales, o qual representa, atualmente, menos que 11% do total líquido de reservas 2P. Como parte de nosso objetivo de curto prazo de reposição da produção do campo Rubiales, as descobertas de petróleo pesado nos nossos blocos CPE-6 e Rio Ariari estão progredindo para a fase de desenvolvimento e se espera que passem a contribuir significativamente para o crescimento de produção nos próximos três anos.

 

Desde o recebimento da licença “em branco” para exploração e desenvolvimento para o bloco CPE-6 no mês de novembro de 2013, a Companhia já perfurou sete poços com testes bem sucedidos conduzidos em dois destes poços e tem testes adicionais em progresso ou planejados para o restante dos poços. Atualmente, a Companhia tem duas brocas de perfuração em operação no bloco e planeja perfurar um total de 25 poços de exploração e desenvolvimento durante o ano de 2014.

 

Desde a aquisição do bloco Rio Ariari no final do mês de novembro de 2013, a Companhia já perfurou dois poços horizontais cujos testes detectaram petróleo e está otimizando equipamento para futuros testes extensivos. Atualmente, a Companhia tem duas brocas de perfuração em operação neste bloco e planeja perfurar de 17 a 20 poços de exploração e desenvolvimento (incluindo poços horizontais) durante o ano de 2014. Uma broca adicional está atualmente sendo mobilizada.

 

Desde 2007, a Companhia foi capaz de converter em torno de 150 MMboe de suas reservas líquidas 2P em produção, assim como foi capaz de crescer suas reservas líquidas 2P em mais de cinco vezes, no ritmo do crescimento de sua produção. Possuímos os ativos, a expertise técnica e o histórico necessários para repor, amplamente, a produção líquida atual do campo Rubiales até o término do vencimento do contrato primário, no ano de 2016.

 

Em 2013, a Companhia conseguiu demonstrar a operação térmica sustentável de sua tecnologia de recuperação secundária STAR em seu projeto piloto Quifa SW. Uma duplicação do fator primário de recuperação por meio da aplicação da tecnologia STAR na área do projeto piloto foi alcançada, sendo certificada por três firmas de engenharia independentes, e a Companhia recebeu a outorga de duas patentes de vinte anos para a aplicação exclusiva da tecnologia STAR na Colômbia. Em 2014, planejamos expandir o projeto piloto para sua primeira escala totalmente comercial, por meio da conversão de plataformas (pads) adjacentes adicionais, atualmente produzindo em fluxo primário. A Pacific Rubiales atualmente detém uma das maiores posições em termos de área ao longo da faixa de tendência de petróleo pesado da Colômbia. Com um elevado volume de Petróleo Inicialmente no Local em um determinado número de campos já descobertos, a tecnologia STAR é tanto o potencial futuro da indústria de petróleo da Colômbia, quanto o futuro da Pacific Rubiales.

 

Em maio de 2013, a Companhia aumentou seus dividendos trimestrais em 50% e, ao final daquele ano, a Companhia iniciou a recompra de suas ações ordinárias, nos termos de um programa de recompra de ações, e já recomprou, aproximadamente, 10,7 milhões de ações ordinárias para cancelamento até o momento,. Isso demonstra claramente o comprometimento com nossos acionistas de balancear crescimento com retorno, a nossa confiança em gerar ganhos futuros e fluxo de caixa a níveis sustentáveis suportados por nossa expectativa do aumento continuado de nossa produção, além de acreditarmos que as ações da Companhia estão muito subvalorizadas.

 

Durante o ano, realizamos um bom número de significativas descobertas de exploração, incluindo as descobertas de Kangaroo e Bilby, localizadas offshore nos blocos Karoon, na Bacia de Santos, Brasil, e a descoberta de Los Angeles, localizadas onshore no bloco 131, no Peru. A Companhia planeja perfurar poços de avaliação nestas descobertas durante os próximos 12 meses, tendo um amplo e animador programa de perfuração de exploração planejado para 2014.

Concluindo, estamos satisfeitos com o fechamento de um ano de 2013 bem sucedido e esperamos um ano sólido no que diz respeito ao nosso desempenho operacional e financeiro. Esperamos que este ano seja marcado pelo retorno do elevado desenvolvimento de campos de petróleo pesado na Colômbia, com crescimento modesto na produção de petróleo leve localizado onshore na Colômbia e offshore no Peru e um animador programa de exploração que objetiva tanto a avaliação de descobertas anteriores quanto a realização de novas descobertas de exploração de alto impacto, construindo, para o benefício de longo prazo de nossos acionistas e empregados, uma companhia líder em E&P focada na América Latina”.

Resultados Financeiros

 

Resumo Financeiro
		Ano encerrado em dezembro de				Último trimestre encerrado em dezembro de
		2013	2012			2013				2012
Receitas com Vendas de Petróleo e Gás ($ milhões)		4.626,9		3.884,8			1.202,6		1.046,7
EBITDA Ajustado ($ milhões)14		2.567,0		2.020,0			655,3		429,6
Margem EBITDA Ajustada (EBITDA/Receitas)		55%		52%			54%		41%
EBITDA Ajustado por Ação 14		7,95		6,85			2,02		1,45
Fluxo de Caixa (Fluxo de Fundos de Operações) ($ milhões) 1		1.913,1		1.387,5			476,9		231,5
Fluxo de Caixa (Fluxo de Fundos de Operações) por ação1		5,92		4,71			1,47		0,78
Lucro Líquido Ajustado (Perdas) de Operações ($ milhões)1		490,2		650,9			152,1		58,7
Lucro Líquido Ajustado (Perdas) de Operações por Ação		1,52		2,21			0,47		0,20
Lucro Líquido ($ milhões) 2		430,4		527,7			143,0		(23,8)
Lucro Líquido por Ação		1,33		1,79			0,44		(0,08)
Produção Líquida (boe/d)		129.386		97.657			134.313		108.149
Volumes de Venda (boe/d)		134.621		108.980			143.864		120.141
(COP$ / US$) Taxa de Câmbio3		1.926,83		1.768,23			1.926,83		1.768,23
Média de Ações em Circulação – básico (milhões)		323,0		294,6			324,2		296,3

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

² Lucro líquido atribuído aos portadores acionistas da controladora.

³As flutuações da taxa de câmbio COP/USD podem ter impacto significativo no lucro líquido contábil da Companhia, na forma de conversão de moeda estrangeira não realizada dos ativos e passivos financeiros da Companhia e saldo de impostos diferidos que estão denominados no COP.

⁴A Companhia utiliza em seu MD&A a medida EBITDA Ajustado, a qual não faz parte do IFRS, enquanto no passado utilizávamos o EBITDA. Nosso cálculos desta medida não mudaram de trimestres anteriores, mas a terminologia foi alterada, de acordo com conselhos fornecidos pela Ontario Securites Comission.

 

Produção

 

Resumo da Produção Líquida
	Ano encerrado em dezembro de			Último trimestre encerrado em dezembro de
	2013	2012	2013		2012
Petróleo e Líquidos (bbl/d)
Colômbia	117.089	85.123	122.190		95.526
Peru	1.355	1.573	1.244		1.457
Total de Petróleo e Líquidos (bbl/d)	118.444	86.696	123.434		96.983
Gás Natural (boe/d)1
Colômbia	10.942	10.961	10.879		11.166
Total de Gás Natural (boe/d)	10.942	10.961	10.879		11.166
Total de Produção Equivalente (boe/d)	129.386	97.657	134.313		108.149

¹ Padrão colombiano de conversão de gás natural de 5.7 Mcf/bbl. Detalhes adicionais de produção estão disponíveis no MD&A.

Em 2013, a produção líquida da Companhia de 129.386 boe/d aumentou em 32%, se comparada ao ano anterior, tendo em vista a crescente produção de volumes nos campos de petróleo pesado e pelo volumes adicionados e crescimento na produção de petróleo leve.

A produção líquida do campo Rubiales aumentou em 18%, de 59.285 bbl/d no ano anterior para 70.214 bbl/d neste ano, e a produção líquida do campo Quifa SW aumentou 7%, de 22.070 bbl/d no ano anterior para 23.610 bbl/d neste ano, o que se deu, primariamente, em razão da outorga de permissões ambientais no mês de agosto de 2012, as quais permitiram o aumento da injeção de água no campo Rubiales.

 

A produção líquida total de petróleo leve aumentou em mais de cinco vezes, de 4.243 bbl/d no ano anterior para 21.789 bbl/d neste ano, resultado, primariamente, dos ativos da C&C Energia  e PetroMagdalena adquiridos nos meses de julho e dezembro de 2012, respectivamente, e do crescimento significativo de volumes por meio de bem sucedida perfuração de exploração e desenvolvimento destes ativos. A Companhia espera, com a produção adicional advinda da aquisição de Petrominerales e com o crescimento resultado da perfuração de desenvolvimento que está ocorrendo no bloco Z-1, localizado offshore no Peru, que a produção de petróleo leve cresça ainda mais no ano de 2014.

 

Volume de Produção e Vendas

 

Produção para a Reconciliação Total de Vendas
	Ano encerrado em dezembro de			Último trimestre encerrado em dezembro de
	2013	2012	2013		2012
Produção Líquida (boe/d)
Colômbia	128031	96.084	133.069		106.692
Peru	1.355	1.573	1.244		1.457
Total da Produção Líquida (boe/d)	129.386	97.657	134.313		108.149
Volume de Vendas (boe/d)
Produção Disponível para Venda (boe/d)	129.386	96.463	134.313		107.071
Volumes de Diluentes (bbl/d)	5.085	9.609	2.261		9.671
Volumes de Petróleo para Comercialização (bbl/d)	3.832	4.937	3.399		1.718
Acordo PAP (bbl/d) 1	(3.492)	(1.499)	(6.363)		-
Preenchimento do Oleoduto Bicentenario (bbl/d)	(1.344)	-	(920)		-
Balanço do Estoque e Outros (boe/d)	1.154	(530)	11.174		1.681
Total do Volume Vendido (boe/d)	134.621	108.980	143.864		120.141

¹ Corresponde ao estoque entregue à Ecopetrol durante o ano de 2013. Para o quarto trimestre, está incluso o estoque posto em separado  para acomodar os volumes PAP previamente acumulados.

Detalhes adicionais de volumes de produção e vendas estão disponíveis no MD&A.

A Companhia produz e vende petróleo cru e gás natural. Ela também compra líquidos e petróleo cru de terceiros para fins comerciais e destila para mistura com sua produção de petróleo pesado, os quais estão inclusos na rubrica “Volume de Vendas”. Os volumes de venda também são impactados pelo movimento relativo dos estoques durante um dado período reportado. Tanto as receitas quanto custos são identificados nos respectivos volumes de vendas durante o período.

A produção disponível para venda no ano cresceu para 129.386 boe/d, em relação aos 96.463 boe/d no ano de 2012 (um aumento de 34%), devido ao aumento no volume nos campos produtores. Apesar do aumento na produção líquida de petróleo pesado em relação aos níveis de 2012, os volumes de diluentes comprados diminuíram em 47%, resultado da reposição de diluentes comprados pelo petróleo leve cru da Companhia. Os volumes de petróleo para comercialização diminuíram para 3.832 bbl/d, em relação aos 4.937 bbl/d no ano anterior, enquanto o balanço de estoque no ano diminuiu para 1.154 boe/d retirados, em relação aos 530 boe/d somados no ano de 2012.

O total do volume de vendas, composto dos volumes de produção disponíveis para venda, volumes de diluentes comprados, volumes de petróleo para comercialização e mudanças no saldo do estoque, aumentou de 108.980 boe/d no ano anterior para 134.621 boe/d no ano de 2013 (aumento de 24%). O volume total de vendas durante o ano de 2013 foi impactado por dois eventos:

• Acordo PAP – Durante o ano, a Companhia enviou 3.492 bbl/d (aproximadamente um total de 3 Mbbl) para a Ecopetrol S.A. como parte da arbitragem PAP em Quifa SW. Os volumes foram contabilizados nas provisões financeiras registradas em dezembro de 2012 e junho de 2013. A entrega do saldo restante de, aproximadamente, 0,5 Mbbl será realizada ao final do primeiro trimestre de 2014.
• O preenchimento do oleoduto Bicentenario – Durante o ano, a Companhia entregou 1.344 bbl/d (aproximadamente o total de 491 Mbbl) de sua parte no preenchimento do oleoduto Bicentenario. O preenchimento do oleoduto foi finalizado durante o terceiro trimestre de 2013 e os custos associados com a sua operacionalização foram capitalizados como ativo imobilizado.

Netbacks Operacionais e Volumes de Vendas

Netbacks e Volumes de Produção de Petróleo e Gás
	Ano encerrado em dezembro de 2013			Ano encerrado em dezembro de 2012			Último trimestre encerrado em dezembro de 2013			Último trimestre encerrado em dezembro de 2012
	Petróleo	Gás Natural	Combinado	Petróleo	Gás Natural	Combinado	Petróleo	Gás Natural	Combinado	Petróleo	Gás Natural	Combinado
Volumes Vendidos (boe/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
Preço de Vendas de Petróleo Cru e Gás Natural ($/boe)	99,05	37,27	93,95	102,94	42,19	96,58	95,54	32,69	90,66	99,83	43,80	94,61
Custos de Produção ($/boe)	15,24	5,11	14,41	11,71	4,60	10,96	14,80	4,24	13,98	14,78	6,61	14,02
Custos de Produção ($/boe)	14,54	0,10	13,35	13,95	0,20	12,51	13,29	-	12,26	14,57	0,01	13,22
Custos de Transporte ($/boe)	5,46	-	5,01	11,08	-	9,92	2,32	-	2,14	8,52	-	7,72
Subtotal de Custos ($/boe)	35,24	5,21	32,77	36,74	4,80	33,39	30,41	4,24	28,38	37,87	6,62	34,96
Outros Custos ($/boe)	1,77	2,62	1,84	1,12	2,65	1,28	4,53	3,02	4,42	5,14	2,99	4,94
Custos Overlift/Underlift ($/boe)	(1,56)	-	(1,43)	1,94	(0,27)	1,71	(1,71)	0,07	(1,57)	9,21	(0,89)	8,27
Total  de Custos ($/boe)	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 Operacional ($/boe)	63,60	29,44	60,77	63,14	35,01	60,20	62,31	25,36	59,43	47,61	35,08	46,44

Detalhes adicionais de custos e netbacks estão disponíveis no MD&A.

Em um comunicado à imprensa divulgado no dia 9 de abril de 2013, a Companhia revelou seus planos para uma redução estrutural de seus custos operacionais de petróleo em uma base proforma ao final do ano de 2013, resultado de uma série de iniciativas e projetos, incluindo uma nova linha de transmissão de energia elétrica que fornecerá energia menos custosa e aumento da utilização de oleodutos para transporte em substituição ao transporte rodoviário de petróleo bruto, o qual é mais custoso, além de eficiências e otimizações relacionadas aos custos e fornecimento de diluentes.

No quarto período de 2013, a Companhia foi capaz de alcançar um custo operacional de petróleo de $30,41/bbl, comparado a $37,87/bbl no quatro trimestre de 2012, representando uma redução de $7,46/bbl em comparação com o mesmo período do ano de 2012, resultando em uma conquista significativa quanto ao objetivo de uma redução de $8/bbl. Com a eletrificação da linha de transmissão elétrica PEL (a qual fornecerá energia elétrica de baixo custo para a operacionalização dos campos Rubiales e Quifa), seguida da aprovação ministerial da Colômbia, a Companhia espera reduzir, em todo o ano de 2014, o custo de produção, e planeja, atualmente, custos operacionais de $28 a $30 boe/d para o ano, um objetivo abaixo dos $30 a $33 boe/d previstos originalmente em seu guidance anual.

A Companhia ainda informa separadamente seu netback de comercialização de petróleo cru, no montante de $1,54/bbl no ano de 2013, comparado a $3,38/bbl no ano de 2012. O netback em atividades de comercialização de petróleo cru durante o quarto trimestre e durante todo o ano de 2013 foi inferior ao ano de 2012, devido, principalmente, ao aumento dos custos de aquisição relacionados aos preços de venda. Detalhes adicionais sobre petróleo para comercialização estão disponíveis no MD&A

Reservas de 2013

A tabela a seguir resume as informações contidas nos relatórios preparados pelas seguintes sociedades independentes de engenharia de reservas contratadas pela Companhia: RPS Energy Canada Ltd., Petrotech Engineering Ltd., Netherland Sewell & Associates Inc., e DeGolyer McNaughton, com data efetiva de 31 de dezembro de 2013. Esses relatórios de reservas foram preparados de acordo com o Instrumento Nacional 51-101 – Padrões de Divulgação de Atividades de Petróleo e Gás (National Instrument 51-101 - Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities) (“NI 51-101”) e foram incluídos no Formulário NI 51-101 F1 – Declaração de Dados de Reservas e Outras Informações de Petróleo e Gás da Pacific Rubiales (NI51-101 F1 - Statement of Reserves Data and Other Oil and Gas Information for Pacific Rubiales Energy Corp) (“Relatório F1”), arquivado na SEDAR.

O total líquido de reservas 2P, expresso em “boe”, aumentou levemente no Relatório F1, se comparado ao anunciado previamente, resultado de um pequeno movimento não material líquido de royalties pago em espécie.

 

Reservas em 31 de dezembro de 2013 (MMboe1)
País	Campo	Total Provado (P1)			Provável (P2)			Provado mais Provável (2P)			Tipo Hidrocarboneto
		100%	Bruto	Líquido	100%	Bruto	Líquido	100%	Bruto	Líquido	100%
Colômbia	Rubiales	197,8	83,5	66,8	-	-	-	197,8	83,5	66,8	Petróleo Pesado
	Quifa SW	133,8	80,3	64,8	11,8	7,1	5,8	145,6	87,3	70,5	Petróleo Pesado
	CPE-6	34,1	17,0	15,6	104,5	52,3	47,3	138,6	69,3	62,9	Petróleo Pesado
	Rio Ariari2	10,3	10,3	9,7	35,7	35,7	33,5	46,1	46,1	43,2	Petróleo Pesado
	Outros Blocos de Petróleo Pesado3	99,3	69,5	58,2	76,6	48,3	39,8	175,9	117,8	98,0	Petróleo Pesado
	Blocos Petrominerales4	49,5	32,0	28,4	27,7	19,6	17,5	77,2	51,6	45,9	Petróleo Médio e Leve
	Outros Blocos de Petróleo Leve5	47,7	34,4	29,7	17,6	11,4	9,6	65,3	45,8	39,4	Petróleo Médio e Leve, Gás Natural Associado
	Blocos de Gás Natural6	107,2	107,2	100,2	20,5	20,5	19,2	127,6	127,6	119,3	Gás Natural
	Subtotal	679,6	434,1	373,3	294,4	194,8	172,6	974,0	629,0	546,0	Petróleo e Gás Natural
Peru	Blocos Z-1 & 131	42,7	20,8	20,8	106,6	52,2	52,4	149,3	73,0	73,2	Petróleo Médio e Leve e Gás Natural
	Total em 31 de dezembro de 2013	722,3	454,9	394,1	400,9	247,1	225,1	1,123,3	702,0	619,2	Petróleo e Gás Natural
	Total em 31 de dezembro de 2012	670,4	389,8	335,5	373,9	209,8	178,2	1.044,4	599,6	513,7
	Diferenças	51,9	65,2	58,6	27,0	37,2	46,9	68,9	102,4	105,5
	Produção em 2013	113,6	57,7	47,2	Total de Reservas Incorporadas			192,4	160,1	152,7

¹ Vide seção “Conversão de Barril de Petróleo Equivalente (boe)” ao final deste comunicado à imprensa.

² Petróleo pesado do bloco Petrominerales, adquirido no ano de 2013 (sem registro de reservas no período anterior).

³ Inclui as propriedades de Cajua, Quifa North e Sabanero.

⁴ Petróleo leve e médio dos blocos Petrominerales, adquiridos no ano de 2013 (excluindo o bloco Rio Ariari de petróleo pesado).

⁵ Todas as outras propriedades de petróleo leve (excluindo os blocos Petrominerales).

⁶ Inclui as propriedades de La Creciente and Guama.

Na tabela acima, 100% refere-se ao total de 100% de participação no campo; Bruto refere-se ao WI antes da incidência de royalties; Líquido refere-se ao WI após a incidência de royalties; Os números na tabela podem não ter a soma exata devido a diferenças nos arredondamentos.

Atualização da Exploração

Durante o exercício social de 2013, um total de 34 poços de exploração foram perfurados (incluindo poços de avaliação e estatigráficos), os quais resultaram em 23 descobertas, com taxa de sucesso no ano de 68%. Dentre tais poços de exploração, 18 foram perfurados durante o quarto trimestre do ano de 2013. A referida campanha de perfuração para exploração resultou em novas descobertas nos blocos CPE-6, Rio Ariari, Quifa, Arrendajo, Cravoviejo, Cachicamo, Casanare Este, Casimena, Cubiro, Yama, La Creciente, e Guama, localizados na Colômbia, no bloco 131, localizado no Peru, e nos blocos Karoon, localizados no Brasil. Detalhes adicionais estão disponíveis nos MD&As trimestrais e de final do exercício social de 2013.

Detalhes sobre a Conferência Telefônica relativa ao Quarto Trimestre e ao Exercício Social de 2013

A Companhia agendou uma conferencia telefônica para investidores e analistas no dia 13 de março de 2014, quinta-feira, às 8:00 a.m. (horário de Bogotá), 9:00 a.m. (horário de Toronto) e 10:00 a.m. (horário do Rio de Janeiro) com o objetivo de discutir os resultados do quarto trimestre e do final do ano de 2013. Dentre os participantes estarão os Srs. Ronald Pantin, Diretor-Presidente (Chief Executive Officer), José Francisco Arata, Presidente, e membros seniores da administração da Companhia.

A conferência telefônica em tempo real será conduzida em inglês com tradução simultânea para o espanhol. A Companhia disponibilizará a apresentação em seu website anteriormente à conferência telefônica, a qual poderá ser acessada por meio do seguinte link: www.pacificrubiales.com

 

Analistas e investidores interessados estão convidados a participar os seguintes números para ligação (dial-in numbers):

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

Número do Participante (Toll free Colômbia):                                               01-800-518-0661

Número do Participante (Toll free América do Norte):                                  (888) 231-8191

Identificação da Conferência (Participantes no idioma inglês):                      23639502

Identificação da Conferência (Participantes no idioma espanhol):     23580209

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

Um replay da teleconferência estará disponível até as 23:59 p.m. (horário de Toronto) do dia 27 de março de 2014, o qual poderá ser acessado utilizando o seguintes números para ligação (dial-in numbers):

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

Número para ligação local:                                         (416)-849-0833

Identificação (Participantes no idioma inglês):                      29639502

Identificação (Participantes no idioma espanhol):      23580209

 

A Pacific Rubiales, uma companhia com sede no Canadá e produtora de gás natural e petróleo pesado bruto, é detentora de 100% do capital da Meta Petroleum Corp., que opera nos campos de Rubiales, Piriri e Quifa, localizados na Bacia de Llanos, e 100% do capital da Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera o campo de gás natural de La Creciente na área noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales também adquiriu 100% da Petrominerales Ltd, que possui ativos de petróleo leve e pesado na Colômbia e ativos de petróleo e gás no Peru, 100% da PetroMagdalena Energy Corp., que possui ativos de petróleo leve na Colômbia, e 100% da C&C Energia Ltd., que possui ativos de petróleo leve na bacia de Llanos. Adicionalmente, a Companhia diversificou seu portfolio de ativos para além da Colômbia, o que inclui ativos de produção e exploração no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana e Papua-Nova Guiné.

As ações ordinárias de emissão da Companhia são negociadas na Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange) e na Bolsa de Valores da Colômbia (La Bolsa de Valores de Colômbia), e, sob a forma de Certificados de Depósito de Ações (Brazilian Depositary Receipts – BDRs), na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros de São Paulo, no Brasil, respectivamente sob os códigos PRE, PREC e PREB.

Avisos

Nota de Advertência relativa a Declarações sobre Estimativas e Projeções

Este comunicado à imprensa contém informações sobre estimativas e projeções. Todas as informações, exceto declarações de fatos históricos, relativas a atividades, eventos ou acontecimentos cuja concretização a Companhia acredita, espera ou prevê que ocorrerá ou poderá ocorrer no futuro (inclusive, entre outras, declarações sobre estimativas e/ou premissas relativas a produção, receita, fluxo de caixa e custos, estimativas de reservas e recursos, recursos e reservas potenciais, e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da Companhia) são consideradas estimativas projeções. Essas estimativas e projeções refletem as expectativas e crenças atuais da Companhia e se baseiam em informações disponíveis no momento para a Companhia. Estimativas e projeções estão sujeitas a uma série de riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da Companhia sejam significativamente diferentes daqueles discutidos nas estimativas e projeções, e, mesmo quando tais resultados são alcançados, mesmo que substancialmente, não há garantia de suas consequências ou efeitos para a Companhia. Os fatores que poderiam causar diferenças relevantes nos resultados ou eventos reais em comparação com as expectativas atuais incluem, entre outros: incertezas ligadas a estimativas de custos de capital e operacionais, estimativas de produção e retorno econômico; possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e premissas; impossibilidade de se estabelecer estimativas de recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e taxas de câmbio; inflação; mudanças nos mercados de ações; acontecimentos políticos na Colômbia, Peru, Guatemala, Brasil, Papua-Nova Guiné ou Guiana; alterações nas regulamentações que afetem as atividades da Companhia; incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessários no futuro; incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos, e outros riscos divulgados em “Fatores de Risco” ou em qualquer outro local do formulário de informações anuais da Companhia datado de 13 de março de 2014 e arquivado na SEDAR no endereço www.sedar.com. As estimativas e projeções são válidas apenas na data de sua divulgação e, exceto conforme exigido pelas leis de valores mobiliários aplicáveis, a Companhia se exime da intenção ou obrigação de atualizar quaisquer dessas informações em decorrência de novos dados, eventos ou resultados futuros, ou de outra forma. Embora a Companhia acredite que as premissas inerentes às informações sobre estimativas e projeções sejam razoáveis, tais informações não são garantia de desempenho futuro e, portanto, não devem ser alvo de confiança indevida em razão da incerteza que nelas possa estar contida.

 

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

 

Conversão de Barril de Petróleo Equivalente (boe)

 

O termo “boe” é utilizado neste Comunicado à Imprensa. A unidade boe poderá induzir a erro, principalmente se utilizada isoladamente. Uma razão de conversão de boe de 5,7 Mcf: 1 barril tem como base um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do queimador e não representa uma equivalência de valor na cabeça de poço.

As reservas de gás natural da Companhia estão contidas em La Creciente, Guama e outros blocos localizados na Colômbia, assim como no campo Piedera Redonda, no bloco Z-1, localizado no Peru. Para todas as reservas de gás natural na Colômbia, a unidade boe tem sido expressa utilizando a conversão padrão de 5,7 Mcf: 1 barril, conforme requerido pelo Ministério de Minas e Energia da Colômbia, e para todas as reservas de gás natural localizadas no Peru, a unidade boe tem sido expressa utilizando a conversão padrão peruana de 5,626 Mcf:1 bbl requerido pelo Perupetro S.A.. Caso a conversão padrão de 6,0 Mcf: 1 bbl fosse utilizada para todas as reservas de gás natural da Companhia, isto resultaria em uma redução líquida das reservas P1 e P2 da Companhia em, aproximadamente, 4,9 e 6,9 MMboe, respectivamente.

Definições

Bcf	Bilhões de pés cúbicos.
Bcfe	Bilhões de pés cúbicos de gás natural equivalente.
bbl	Barril de petróleo.
bbl/d	Barril de petróleo por dia.
boe	Barril de petróleo equivalente. A medida boe poderá induzir a erro, principalmente se utilizada isoladamente. O padrão colombiano é uma razão de conversão de boe de 5,7 Mcf: 1 bbl e tem como base um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do queimador, e não representa uma equivalência de valor na cabeça de poço.
boe/d	Barril de petróleo equivalente por dia.
Mbbl	Milhares de barris.
Mboe	Milhares de barris de petróleo equivalente.
MMbbl	Milhões de barris.
MMboe	Milhões de barris de petróleo equivalente.
Mcf	Milhares de pés cúbicos.
Milhões de Toneladas de GNL	Um milhão de toneladas de GNL (Gás Natural Liquefeito) é equivalente a 48 Bcf ou 1,36 bilhões de m3 de gás natural.
Produção Líquida	A produção da qual a Companhia tem participação após a dedução de royalties.
Produção Total de Campo	100% da produção total de um campo sem levar em consideração a participação da Companhia e a dedução de royalties.
Produção Bruta	A produção da qual a Companhia tem participação antes a dedução de royalties.
WTI	West Texas Intermediate Crude Oil.

Linguagem

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