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Pacific Rubiales divulga resultados do primeiro trimestre de 2014: relata recordes em receita,EBITDA, produção líquida e volume de vendas
May 8, 2014
Toronto, Canadá, quinta-feira, 8 de maio de 2014 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TXS: PRE BVC:PREC BOVESPA:PREB) anunciou hoje seus resultados financeiros consolidados do primeiro trimestre, encerrado em 31 de março de 2014, em conjunto com a Discussão e Análise da Administração (Management Discussion and Analysis) (“MD&A”). Estes documentos serão divulgados no site da Companhia, www.pacificrubiales.com, no site do SEDAR, www.sedar.com, no site da SIMEV, www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev, e no site da BOVESPA, www.bmfbovespa.com.br/. Todos os valores desse comunicado à imprensa e das divulgações financeiras da Companhia estão em US$, a menos que expressamente declarado de forma contrária.
Destaques Operacionais:
- A produção total de campo no trimestre foi de 324.938 boe/d, um aumento de 6% se comparado ao mesmo período do ano de 2013.
- A produção bruta no trimestre foi de 178.188 boe/d, um aumento de 16% se comparado ao mesmo período do ano de 2013.
- A produção líquida no trimestre foi de 148.827 boe/d, um aumento de 16% se comparado ao mesmo período do ano de 2013.
- Volumes de vendas no trimestre alcançaram um recorde de 151.847 boe/d, um aumento de 6% se comparado ao trimestre anterior e mesmo período do ano de 2013.
- Forte aumento no total combinado de netback operacional, chegando a US$63,80/boe no trimestre, comparado a US$59,43/boe no trimestre anterior e US$60,88/boe no mesmo período do ano passado, com margens excedendo 68%. Destaques Financeiros:
- As receitas no trimestre foram de US$1,3 bilhão, um aumento de 2% se comparadas ao mesmo período do ano de 2013.
- O EBITDA ajustado no trimestre foi um recorde de US$708 milhões, um aumento de 2% se comparado ao mesmo período do ano de 2013 e que representa uma margem de 55% nas receitas totais no período.
- O fluxo de caixa (fluxo de fundos das operações) no trimestre foi de US$474 milhões, comparado a US$477 milhões do quarto trimestre e a US$506 milhões do primeiro trimestre de 2013.
- Durante o trimestre, a Companhia recomprou do mercado aberto aproximadamente 9,1 milhões de ações ordinárias, a um preço médio de C$16,38 por ação, conforme plano de recompra de ações da Companhia.
Destaques Adicionais:
- Em janeiro, a linha de transmissão de energia elétrica Petroelectrica (“PEL”) começou suas operações, trazendo eletricidade a baixo custo aos campos de Rubiales e Quifa, bem como ao oleoduto ODL.
- projeto de irrigação Agrocascada, que irá reduzir o custo do descarte de água nos campos Rubiales e Quifa, está no caminho certo para ser comissionado no segundo semestre de 2014, pendendo apenas de licenças ambientais que já foram solicitadas.
- Em 22 de abril, a Companhia reuniu-se com a Ecopetrol S.A (“Ecopetrol”) para revisar o atual status do projeto piloto STAR no Bloco Quifa. Como resultado da reunião, um relatório técnico em conjunto será preparado e apresentado para ambas Companhias no final de maio ou início de junho de 2014.
- No mês de abril, a Companhia restituiu todo o valor principal devido no âmbito de sua linha de crédito rotativo de US$400 milhões, utilizando os recursos derivados da venda do oleoduto OCENSA somado a dinheiro em caixa.
- Também no mês de abril, a Companhia finalizou uma linha de crédito rotativo sindicada em US$ (“Crédito Rotativo”) de até US$1 bilhão com vencimento em 2017, com uma taxa de juros mais baixa e melhor pacote de garantias que o crédito rotativo anterior. O novo Crédito Rotativo oferece flexibilidade financeira adicional para o futuro.
Ronald Pantin, Diretor-Presidente (Chief Executive Officer) da Companhia, comentou:
"Apesar de alguns desafios operacionais temporários durante o trimestre, devidos a fatores fora do controle da Companhia, nossos resultados operacionais e financeiros foram robustos, com receitas, EBITDA ajustado, produção de líquida e volume de vendas atingindo níveis recordes.
A produção líquida de 149 Mboe/d foi um recorde da Companhia e dentro do nossa nossa margem guia de produção para o ano, representando um aumento de 16% se comparado ao mesmo período do ano passado. A produção no campo de Rubiales foi mais baixa no trimestre devido a restrições temporárias no descarte de água como resultado de condições climáticas, mas a produção está voltando aos níveis normais no segundo trimestre, uma vez que a temporada de seca acabou. Nosso netback combinado também teve um grande aumento durante o trimestre, de US$59,43/boe no quarto trimestre de 2013 e US$60,88/boe no mesmo período do ano de 2013, para US$63,80/boe; apesar do adicional de custos de transporte associados à indisponibildidade do oleoduto Bicentenario desde meados de fevereiros, seguido questões de segurança. A Companhia foi capaz de transportar sua produção por meio de outros meios, evitando qualquer interrupção em nossas vendas, mesmo que a um custo ligeiramente maior.
Um de nossos objetivos chave em 2014 é o desenvolvimento de dois novos campos de petróleo pesado, nos Blocos CPE-6 e Rio Ariari, ao longo do cinto de petróleo pesado da Colômbia, sul e oeste da produção da Companhia, nos campos de Rubiales e Quifa. O desenvolvimento desses blocos será realizado em fases, semelhante ao desenvolvimento dos campos de Rubiales e Quifa ao longo dos últimos cinco anos. A Companhia tem demonstrado um histórico operacional de execução de desenvolvimento de campos petrolíferos pesados na Colômbia , alcançando um total de produção de mais de 200Mbbl/d nos campos de Rubiales ao longo de cinco anos e mais de 55Mbbl/d no campo /Quifa SW ao longo de três anos. A primeira fase das instalações já começou tanto no Bloco CPE-6 quanto no Bloco Ariari e irá continuar ao longo do ano.
Em outras frentes de projetos importantes, com 100% da linha de energia elétrica da PEL, a Companhia passou a fornecer energia de baixo custo para o campo Rubiales no inicio do trimestre, com subestações de fornecimento de energia para o campo Quifa SW e para o oleoduto ODL em construção. Este fornecimento de linha de energia elétrica também estará disponível para o desenvolvimento do Bloco CPE-6 no futuro.
O projeto de irrigação de água Agrocascada, está previsto para iniciar suas operações no segundo semestre de 2014, fornecendo 1 milhão de barris por dia até o final do ano de 2014 de capacidade adicional para lidar com água produzida nos campos Rubiales e Quifa SW da Companhia, a um custo incremental menor se comparado aos métodos atuais, atenuando restrições de produção de petróleo resultantes da crescente produção de água, e aumentando a vida útil econômica dos campos. Este importante projeto não apenas agrega valor monetário à Companhia, como também compartilha esse valor com comunidades vizinhas, por meio da criação de novos empregos.
A Companhia apresentou um plano para a Ecopetrol, sua parceira nos campos Rubiales e Quifa SW, para expansão do atual projeto piloto do campo Quifa SW, convertendo plataformas adjacentes para a tecnologia STAR. Esta proposta esta sendo revista por um comitê técnico em conjunto. Consideramos STAR muito importante para o futuro da produção de petróleo da Colômbia, aumentando fatores de recuperação e estendendo a vida de campos de petróleo pesado.
Durante o trimestre, a Companhia completou a venda de 5% de sua participação do oleoduto Ocensa, conforme previamente anunciado, adquirido da Petrominerales Ltd. (“Petrominerales”) ao mesmo tempo em que reteve o direito de capacidade do oleoduto por meio de contratos de longa duração. Nós continuamos o progresso na venda de outros ativos midstream de uma forma semelhante. A Corporação Financeira Internacional (International Financial Corporation) atualmente detém uma carta de autorização não vinculante para a aquisição de até 40% da Pacific Midstream Holding Corp., a qual controla a participação nos oleodutos ODL e Bicentenario, e nas linha de transmissão de energia elétrica PEL. As receitas das vendas dessas participações estarão disponíveis no segundo semestre do ano para redução de dívidas e/ou investimento em atividade E&P.
Os recursos obtidos com a venda do oleoduto Ocensa foram usados para pagamento da dívida da Companhia, reduzindo o débito total em US$400 milhões. No mês de abril, ficamos satisfeitos com o bem sucedido fechamento do Crédito Rotativo de US$1 bilhão. Esse mecanismo substitui dois mecanismos pré-existentes da Companhia (totalizando aproximadamente US$700 milhões) que já foram cancelados. O suporte que recebemos da comunidade bancária internacional nessas transações de crédito destaca a confiança na Pacific Rubiales, em sua estratégia de negócios e suas futuras perspectivas, incluindo Brasil e México. Fora do Brasil e do México, o Crédito Rotativo é o maior mecanismo de crédito sindicado sem garantia adquirido por uma companhia de petróleo e gás independente que opera na América Latina. Nós garantimos liquidez adicional com condições financeiras favoráveis, nos permitindo uma maior flexibilidade operacional para executar nossos planos de crescimento a longo prazo.
A Companhia busca equilibrar o crescimento com retornos. Durante o trimestre, nós pagamos um dividendo de US$52 milhões (US$0,165/por ação) e recompramos 9,1 milhões de ações por US$134 milhões (aproximadamente C$16,38/por ação). Desde o início do programa de recompra de ações em dezembro de 2013, a Companhia comprou para cancelamento aproximadamente 11,1 milhões de ações. Consideramos que essas recompras de ações representam um uso atraente do capital.”
Resultados Financeiros
| Resumo Financeiro | |||||
| 2014 | 2013 | ||||
| Q1 | Q4 | Q1 | |||
| Receitas com Vendas de Petróleo e Gás (US$ milhões) | 1,283.5 | 1,202.6 | 1,258.8 | ||
| EBITDA Ajustada (US$ millions)1, 4 | 708.2 | 655.3 | 695.1 | ||
| Margem EBITDA Ajustada (EBITDA/Receitas) | 55% | 54% | 55% | ||
| EBITDA Ajustado por Ação 1, 4 | 2.23 | 2.02 | 2.16 | ||
| Fluxo de Caixa (Fluxo de Fundos de Operações) (US$ milhões) 1 | 473.6 | 476.9 | 506.2 | ||
| Fluxo de Caixa (Fluxo de Fundos de Operações) por ação1 | 1.49 | 1.47 | 1.58 | ||
| Lucro Líquido Ajustado de Operações (US$ milhões)1 | 120.6 | 152.1 | 116.0 | ||
| Lucro Líquido Ajustado de Operações por Ação1 | 0.38 | 0.47 | 0.36 | ||
| Lucro Líquido (US$ milhões)2 | 119.2 | 140.4 | 127.4 | ||
| Lucro Líquido por Ação | 0.38 | 0.43 | 0.40 | ||
| Produção Líquida (boe/d) | 148,827 | 134,313 | 127,889 | ||
| Volumes de V enda (boe/d) | 151,847 | 143,864 | 143,650 | ||
| (COP$ / US$) Exchange Rate) (COP$ / US$) Taxa de Câmbio | 1,965.32 | 1,926.83 | 1,832.20 | ||
| Média de Ações em Circulação – básico (milhões) | 317.8 | 324.2 | 321.3 | ||
| 1Os termos EBITDA ajustado, fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) e lucro líquido ajustado de operações não são medidas do IFRS. Vide os avisos e reconciliações do MD&A. |
| 2Lucro líquido atribuído aos portadores de ações 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. COP. |
| 4A Companhia utiliza a medida EBITDA ajustado, que não é do IFRS, enquanto no passado utilizávamos o EBITDA. Nossos 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 Liquida | |||||
| 2014 | 2013 | ||||
| T1 | T4 | T1 | |||
| Petróleo e Líquidos (bbl/d) | |||||
| Colômbia | 135,694 | 122,590 | 115,318 | ||
| Peru | 2,424 | 1,244 | 1,461 | ||
| Total de Petróleo e Líquidos (bbl/d) | 138,118 | 123,834 | 116,779 | ||
| Gás Natural (boe/d)1 | |||||
| Colômbia | 10,709 | 10,879 | 11,110 | ||
| Total de Gás Natural (boe/d) | 10,709 | 10,879 | 11,110 | ||
| Total Equivalente (boe/d) | 148,827 | 134,713 | 127,889 | ||
| 1Padrão colombiano de conversão de gás natural de 5.7 Mcf/bbl. |
| Detalhes adicionais de produção estão disponíveis no MD&A. |
No primeiro trimestre, a produção líquida da Companhia foi de 148.827 boe/d, um aumento de 16% se comparado ao mesmo período do ano passado, impulsionado principalmente pelo aumento do volume de produção de petróleo leve. A produção total de petróleo no trimestre foi impactada pelo baixo volume produzido no campo de Rubiales, devido a restrição temporária do descarte de água ocorrida devido às condições climáticas. Espera-se que a produção volte à níveis normais no segundo trimestre, uma vez que a temporada de seca acabou.
A produção líquida de petróleo leve mais do que duplicou, passando de 16 MMbbl/d a um ano atrás para, aproximadamente, 44 Mbbl/d, primeiramente resultante dos ativos da PetroMagdalena Energy Corp., C&C Energia Ltd. e Petrominerales adquiridos em julho de 2012, dezembro de 2012 e novembro de 2013, respectivamente, e também do crescimento contínuo por meio da bem sucedida exploração e desenvolvimento desses ativos. A Companhia espera que sua produção de petróleo leve possa aumentar ainda mais em 2014, principalmente a partir do desenvolvimento da perfuração do Bloco Z-1 offshore Peru, o qual ainda continua.
Volume de Produção e Vendas
| Produção para Reconciliação Total de Vendas | ||||||
| 2014 | 2013 | |||||
| T1 | T4 | T1 | ||||
| Produção Líquida (boe/d) | ||||||
| Colômbia | 146,403 | 133,469 | 126,428 | |||
| Peru | 2,424 | 1,244 | 1,461 | |||
| Total Produção Líquida (boe/d) | 148,827 | 134,713 | 127,889 | |||
| Volume de Vendas (boe/d) | ||||||
| Produção Disponível para Venda (boe/d) | 148,827 | 134,713 | 127,889 | |||
| Volumes de Diluentes (bbl/d) | 3,211 | 2,261 | 9,607 | |||
| Volumes de Petróleo Comercialização (bbl/d) | 10,586 | 3,399 | 3,895 | |||
| Acordo PAP (bbl/d) 1 | (4,996) | (6,363) | - | |||
| Balanço de Estoque e Outros (boe/d) | (5,781) | 9,854 | 2,259 | |||
| Total do Volume Vendido (boe/d) | 151,847 | 143,864 | 143,650 | |||
| 1Corresponde ao estoque entregue à Ecopetrol durante o ano de 2013 e 2014. Para o quarto trimestre, inclui o estoque separado previamente para o cumprimento do acordo PAP. |
| 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 utilização como diluente na mistura de sua produção de petróleo pesado e para fins comerciais, os quais estão incluídos no registro “volumes de vendas”. Os volumes de venda também são impactados pelo movimento relativo em estoques durando o período reportado. Tanto as receitas quanto custos são identificados nos respectivos volumes de vendas durante o período.
A produção disponível para venda no trimestre cresceu para 148.827 boe/d, em relação aos 127.889 boe/d no mesmo período do ano de 2013 (um aumento de 16%), devido ao aumento no volume de produção nos campos produtores. A compra de volumes de diluente caiu 67% quando comparado ao mesmo período de 2013, resultado da substituição de compra de diluente pelo próprio petróleo leve da Companhia. O volume de petróleo para negociação (oil for trading) (“OFT”) aumentou de 3.895 bbl/d a um ano atrás, para 10.586 bbl/d neste trimestre, enquanto os saldos de estoque no trimestre reverteram para 5.781 boe/d acumulado de 9.854
boe/d retirado no trimestre anterior e 2.259 boe/d retirado reportado no mesmo período do ano anterior. Aproximadamente 95% dos 5.781 boe/d de estoque acumulado no trimestre está relacionado a uma única carga de petróleo que estava sendo carregada no final do trimestre.
O total do volume de vendas, composto de volumes de produção disponíveis para venda, volumes de diluentes, volumes de OFT e mudanças no saldo do estoque, aumentou de 143.650 boe/d no ano anterior para 151.847 boe/d no trimestre atual (aumento de 6%). O total de volumes de vendas durante o trimestre foi impactado por 5,0 Mbbl/d entregues a Ecopetrol como parte do acordo de arbitragem PAP. No final do primeiro trimestre de 2014 a Companhia entregou por completo todo o volume PAP de pendencias do trimestre anterior.
Netbacks Operacionais e Volumes de Vendas
| Netbacks e Volumes de Produção de Petróleo e Gás | |||||||||||||
| 2014 T1 | 2013 T4 | 2013 T1 | |||||||||||
| Petróleo | Gás Natural | Combinado | Petróleo | Gás Natural | Combinado | Petróleo | Gás Natural | Combinado | |||||
| Volumes Vendidos (boe/d) | 130,526 | 10,735 | 141,261 | 129,547 | 10,918 | 140,465 | 128,641 | 11,114 | 139,755 | ||||
| Preço de Vendas de Petróleo Cru e Gás Natural (US$/boe ($/boe) | 98.44 | 31.80 | 93.38 | 95.54 | 32.69 | 90.66 | 102.06 | 40.26 | 97.14 | ||||
| Custos de Produção (US$/boe) | 16.51 | 4.18 | 15.57 | 14.80 | 4.24 | 13.98 | 12.89 | 4.49 | 12.22 | ||||
| Custos de Transporte (US$/boe) | 15.02 | 0.01 | 13.88 | 13.29 | - | 12.26 | 15.66 | 0.05 | 14.42 | ||||
| Custos de Diluentes (US$/boe) | 2.90 | - | 2.68 | 2.32 | - | 2.14 | 9.32 | - | 8.58 | ||||
| Subtotal de Custos (US$/boe) | 34.43 | 4.19 | 32.13 | 30.41 | 4.24 | 28.38 | 37.87 | 4.54 | 35.22 | ||||
| Outros Custos (US$/boe) | 1.24 | 1.93 | 1.29 | 4.53 | 3.02 | 4.42 | 0.68 | 2.91 | 0.86 | ||||
| Custos Overlift/Underlift (US$/boe) | (4.21) | 0.64 | (3.84) | (1.71) | 0.07 | (1.57) | 0.17 | 0.29 | 0.18 | ||||
| Total de Custos (US$/boe) | 31.46 | 6.76 | 29.58 | 33.23 | 7.33 | 31.23 | 38.72 | 7.74 | 36.26 | ||||
| Netback Operacional (US$/boe) | 66.98 | 25.04 | 63.80 | 62.31 | 25.36 | 59.43 | 63.34 | 32.52 | 60.88 | ||||
| Detalhes adicionais de custos e netbacks estão disponíveis no MD&A. |
Os custos operacionais no primeiro trimestre foram influenciados por fatores temporários fora do controle da Companhia e resultaram nos seguintes impactos em comparação com o período anterior:
1) Custos de produção – um aumento de aproximadamente US$1,59/boe, refletindo a diminuição dos volumes de petróleo produzidos no campo de Rubiales, devida a uma restrição no volume de descarte de água no campo.
2) Custos de transporte – um aumento de aproximadamente US$1,62/boe, resultado de um rompimento temporário no oleoduto Bicentenario.
Os aumentos nos custos de produção e transporte foram totalmente mitigados por um aumento de 3% no total de preços realizados e o impacto líquido dos movimentos de estoque. O total de custos operacionais combinados (incluindo overlift e outros custos) totalizaram US$29,58/boe, uma diminuição de US$1,65/boe se comparado ao quarto trimestre de 2013 e de US$6,69/boe se comparado ao mesmo período de 2013. Essas reduções de custo destacam o impacto das iniciativas de otimização de custos que a Companhia tem implementado.
As operações com netback combinados aumentaram de US$59,43/boe no quarto trimestre de 2013 e US$60,88/boe no mesmo período do ano de 2013 para US$63,80/boe no primeiro trimestre de 2014. A margem de crescimento das operações com netbacks combinados aumentou de 66% no período anterior e 63% no mesmo período do ano passado para 68% neste trimestre. O netback de petróleo ficou na média US$66,68/bbl durante o trimestre, também acima dos $62,31/bbl no quarto trimestre de 2013 e dos $63,34/bbl do primeiro trimestre de 2013. A Companhia também informa separadamente o netback de OFT, que ficou US$1,19/bbl no primeiro trimestre de 2014, comparado a US$3,69/bbl no mesmo período de 2013. O netback das atividades OFT durante o primeiro trimestre de 2014 foi menor que em 2013, principalmente devido ao aumento no custo da compra relacionada aos preços de venda. Para detalhes adicionais sobre OFT, favor consultar o MD&A.
Durante o trimestre, a Companhia pagou US$29 milhões em taxas take-or-pay para o oleoduto Bicentenario, durante um período em que sua capacidade não estava disponível. Este custo não foi incluído como parte do cálculo do nosso netback, uma vez que o oleoduto não estava operacional e o custo tem natureza é temporária.
Atualização da Exploração
Durante o primeiro trimestre de 2014, um total de 16 poços foram perfurados na Colômbia, sendo oito de poços de exploração e oito poços de avaliação, resultando em três novas descobertas de petróleo leve nos blocos Guatiquia e Canaguaro.
Durante o trimestre a Companhia continuou avançando no plano de desenvolvimento nos blocos CPE-6 e Rio Ariari, com 6 poços de avaliação perfurados no bloco CPE-6 e um poço de avaliação perfurado no bloco Rio Ariari. No teste de longa duração, quatro poços no bloco CPE- 6 atingiram produção bruta total média de, aproximadamente, 600bbl/d no final do trimestre. Adicionalmente, duas reentradas em poços estratigráficos perfurados anteriormente foram realizadas, um poço de injeção de água foi perfurado e um poço de avaliação adicional está atualmente sendo perfurado. Detalhes adicionais estão disponíveis no MD&A.
Conferência Telefônica com Detalhes do Primeiro Trimestre de 2014
A Companhia agendou uma conferencia telefônica para investidores e analistas no dia 8 de maio 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 primeiro trimestre de 2014. 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): 23085279 Identificação da Conferência (Participantes no idioma espanhol): 23129243
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 22 de maio de 2014, o qual poderá ser acessado utilizando o seguintes números para ligação (dial- in numbers):
Número para ligação (Toll Free): Número para ligação local: Identificação (Participantes no idioma inglês): Identificação (Participantes no idioma espanhol):
1-855-859-2056 (416)-849-0833 23085279 23129243
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 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. |
| 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.