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Toronto,  Canadá,  lunes 27  de  abril  de  2015 –  Pacific  Rubiales  Energy  Corp.  (TSX:  PRE)  (BVC: PREC) presentó hoy una actualización  de sus resultados operacionales  del primer trimestre de 2015, la cual incluye estimados de producción y volúmenes de venta, precios de realización y netbacks operativos, según se resume a continuación

 

1Q 2015 (Estimado) 4Q 2014 (Real) 3Q 2014 (Real) 2Q 2014 (Real) 1Q 2014 (Real)             Producción Neta de Crudo (Mbbl/d)   143 – 145   137   135   139 138 Producción Neta de Gas Natural (Mbpe/d)   7 – 9   10   10   10   11 Producción Neta Total (Mbpe/d)   150 – 154   147   145   149   149             Volúmenes de Venta (Mbpe/d)   181 - 183   162   163   155   152             Precio de realización de Crudo ($/bbl) 1   $49 - $52   $68,27   $99,14   $99,76   $98,44 Precio de realización de Gas Natural ($/bpe)   $31 - $34   $29,97   $31,95   $31,33   $31,80 Precio de realización Combinado ($/bpe)1   $48 - $51   $65,64   $88,05   $94,95   $93,38             Costo de Operación Subyacente 2   $20 - $22   $26,44   $30,79   $31,71   $32,13 Costo Operativo Total 3 $25 - $27 $27,28 $32,97 $32,19 $29.58 Gastos Generales & Administrativos ($bpe)   $3,30 - $3,60   $6,62   $6,45   $6,32   $5,38             WTI NYMEX ($/bbl) $48,57 $73,20 $97,25 $102,99 $98,61 BRENT ICE ($/bbl) $55,13 $77,07 $103,46 $109,76 $107,87

1 Incluye guanacias de operaciones de cobertura de precios de materias básicas.

2 Incluye costo de producción, transporte, y diluyente.

3 Incluye costos de overlift/underlift,  regalías pagadas en efectivo, y otros costos.

Nota: Los valores en el presente comunicado de prensa están expresados en dólares de los Estados Unidos de America, salvo que se indique otra moneda.

Resultados del Primer Trimestre de 2015

 

Se espera que la producción neta total para el trimestre esté en el rango de 150 a 154 Mbpe/d, un aumento de      aproximadamente 2%      comparado      con      el      mismo      periodo      hace      un      año,      lo cual    representa aproximadamente un 3%   más    que   el   trimestre   anterior, debido   principalmente al aumento de producción proveniente de los campos de crudo liviano y mediano de la Compañía.

 

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

 

Se espera que los volúmenes de venta en el primer  trimestre estén en el rango de 181 a 183 Mbpe/d, un aumento de aproximadamente 20% en comparación con el mismo periodo del año anterior. Se espera que los  volúmenes  OFT  estén  en  el  rango  de 14  a 17 Mbbl/d  (comparados  con 14,2 Mbbl/d  en  el  cuarto trimestre   de  2014).  Los  volúmenes   adquiridos   para  diluyente   fueron  aproximadamente 0,5Mbbl/d (comparados con 1,8 Mbbl/d en el cuarto trimestre 2014).

 

La Compañía prevé que los precios de realización combinados (incluyendo la producción de gas natural) en el primer trimestre estén en el rango de $48 a $51/bpe, lo cual es inferior comprado con el mismo trimestre hace un año y el cuarto trimestre de 2014, pero está en línea con la reducción de los precios referenciales. La mayor parte de la producción de crudo de la Compañía en Colombia y Perú se exporta a precios vinculados a los precios internacionales  del petróleo. Los precios de referencia WTI y Brent se redujeron en aproximadamente 31% (~US$ 23/bbl) durante el trimestre.

 

La declinación de los precios del petróleo a nivel global fue compensada parcialmente por las reducciones de costos que la Compañía logró durante el primer trimestre de 2015. La Compañía espera que los costos operativos subyacentes  (incluyendo  costo de producción,  transporte y diluyente) en el primer trimestre estén en el rango de $20 a $22/bpe, los cuales son menores en comparación con el mismo trimestre hace un año y el cuarto trimestre de 2014. Comparado con el trimestre anterior, la Compañía redujo significativamente sus costos de producción en el primer trimestre de 2015. La reducción de los costos de producción se debió principalmente a los programas de reducción de costos de la Compañía actualmente en ejecución y también el beneficio producto de un Peso Colombiano  más débil contra el dólar de los Estados Unidos de América. Los costos de transporte y de diluyente son comparables con los del cuarto trimestre de 2014 sobre una base de cálculo de bpe.

Se  espera  que  el  netback  operativo  en  el  trimestre  sea  menor  comparado  con  el  trimestre  anterior, impactado  por  la caída  en los precios  referenciales  del  crudo,  sin embargo  se espera  que  el margen operacional  en efectivo  permanezca  igual o mayor a 45%. La Compañía  calcula  su netback  operativo tanto para ingresos como para costos sobre la base de volúmenes de ventas totales, excluyendo volúmenes OFT, en lugar de volúmenes producidos. Se anota que el margen de EBITDA para los volúmenes OFT se ubica normalmente en $1 a $3/bbl. Los costos operativos totales se reportan como una combinación de: los costos de producción, transporte y diluyente, más otros costos y los costos del overlift/underlift.  Los dos  últimos  (otros  costos  y  costos  del  overlift/underlift)   están  relacionados  principalmente  con  el movimiento  del crudo almacenado  y el inventario  de retiro  de embarques,  y en consecuencia  pueden

impactar de manera importante los costos totales registrados durante cualquier trimestre, ya sea positiva o negativamente.

 

Se  espera  que  los  costos  generales  y  administrativos  para  el  trimestre  estén  en  el  rango  de $3,30  a $3,60/bpe, una reducción  de aproximadamente 36% comparada  con el mismo periodo hace un año, lo cual  representa  aproximadamente un 48% menos que en el trimestre  anterior, debido principalmente   a las medidas significativas de reducción de costos implementadas, a medida que la Compañía se adapta a un ambiente de precios de crudo más bajos.

 

Sobre Pacific Rubiales

 

Pacific Rubiales, es una compañía pública canadiense líder en exploración y producción de gas natural y crudo, con operaciones en América Latina. La Compañía tiene un portafolio de activos diversificado con participación  en más de 90 bloques de exploración y producción en siete países incluyendo Colombia, Perú, Guatemala,  Brasil, Guyana,  Papúa Nueva  Guinea  y Belice.  La estrategia  de la Compañía  está enfocada en el crecimiento sostenible de la producción y las reservas y la generación de efectivo. Pacific Rubiales está comprometida con la ejecución de su negocio de forma segura, y de manera responsable con la sociedad y el ambiente.

 

Las acciones ordinarias de la Compañía cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto y La Bolsa de Valores de Colombia bajo los símbolos de cotización PRE, y PREC, 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   sobre   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; Guyana y México; cambios en la regulación que afectan las actividades de la Compañía; incertidumbres  relacionadas  con la disponibilidad  y costos de financiamiento  que se requieran  en un futuro; la incertidumbre inherente a la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; y los demás riesgos divulgados bajo el título “Factores de Riesgo” y en el Formulario Anual de  Información  de  fecha  17  de  marzo  de  2015  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 en de manera indebida de dichas declaraciones debido a la incertidumbre inherente a la misma.

 

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

 

Información Financiera No Auditada

Ciertos  resultados  financieros  y operativos  incluidos  en el presente  comunicado  de prensa  tal como inversiones  en  bienes  de  capital,  información  de  producción  y  los  costos  operativos  se  basan  en resultados estimados no auditados. Estos resultados estimados están sujetos a cambios al momento de culminación  de los estados  financieros  interinos  no auditados  para el periodo  que culminó  el 31 de marzo  de 2015,  y los cambios  podrían  ser significativos.  Pacific  Rubiales  anticipa  que radicará  sus estados financieros interinos no auditados y el informe de gestión correspondiente  para el periodo que culminó el 31 de marzo de 2015 en SEDAR a más tardar el 14 de mayo de 2015.

 

 

 

Conversión Bpe

 

Bpe puede desorientar, en particular si se usa de manera aislada. La tasa de conversión 5.7 mcf: 1 Bbl está basada en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable a la punta del quemador y no representa  un valor de equivalencia  en la cabeza  de pozo. Los valores  estimados  revelados  en el presente  comunicado  de prensa  no reflejan  un valor  justo  de mercado.  Los estimados  de reservas  e ingresos netos futuros para propiedades individuales pueden no reflejar el mismo nivel de confianza que los estimados  de reservas  e ingresos  netos futuros de todas las propiedades,  debido  a los efectos  de agregación.

 

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.