08/11/2011 - Pacific Rubiales Reporta Un Sólido Trimestre Financiero Y Operacional Para El Período Terminado El 30 De Septiembre De 2011

TORONTO, CANADA, Martes, 8 de noviembre de 2011 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC) anunció hoy la emisión de sus resultados financieros consolidados no auditados por el trimestre terminado el 30 de septiembre de 2011, junto con su Informe de Gestión (“INFORME DE GESTIÓN”) por el período correspondiente. Estos documentos serán publicados en el sitio web de la Compañía en www.pacificrubiales.com y SEDAR en www.sedar.comwww.sedar.com.

Ronald Pantin, C.E.O. de la Compañía, comentó:

“Estamos muy complacidos con los resultados del tercer trimestre que continúa mostrando un fuerte crecimiento de la producción y de los resultados financieros. A través de todas las medidas financieras, la Compañía reflejó incrementos significativos, impulsada por una mayor producción y netbacks, con más del doble de los Ingresos por Ventas, EBITDA, Utilidades Netas Ajustadas y Flujo de Fondos de Operaciones, en comparación con el mismo período del año anterior.  La producción bruta del campo alcanzó un nivel record de 242 mil bpe/d en septiembre, una producción neta promedio por el trimestre incrementada en 54% logrando más de 87 mil bpe/d a pesar de dos interrupciones operativas no programadas en Rubiales/Quifa que redujo la producción neta en más de cinco mil barriles por día. En este momento la producción sigue creciendo en estos dos campos.”

La Gerencia sostendrá una conferencia telefónica en inglés con traducción simultánea al español el miércoles 9 de noviembre de 2011 para discutir los resultados financieros de la Compañía a partir de las 9:30 am (EDT) / 9:30 am (hora de Bogotá).

La Compañía publicará una presentación en el sitio web antes de la llamada, al cual se puede acceder en www.pacificrubiales.com.

Analistas e inversionistas interesados están invitados a participar así:

Número del Participante (Internacional/Local): (647) 427-7450
Número del Participante (Toll free Colombia): 01-800-518-0661
Número del Participante (Toll free North America): 1-888-231-8191
ID de la Conferencia ID (Participantes en inglés): 24677939
ID de la conferencia (Participantes en español): 25573167

La conferencia se transmitirá a través del siguiente enlace: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html

Una repetición de la llamada estará disponible hasta las 23:59 pm (ET), el 23 de noviembre de 2011, a la cual se puede acceder así:

Encore Línea de llamada libre Número: 1-855-859-2056
Encore Número llamada local:               416-849-0833
Encore ID (Participantes en inglés):       24677939
Encore ID (Participantes en español):    25573167

Resumen Financieros

A continuación se presenta un resumen de los resultados financieros por los tres y nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2011:

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  • Ver detalles adicionales en Informe de Gestión  - Sección 5: “Discusión de Resultados Operaciones Tercer Trimestre - 2011 - Actividad Comercial”.
  • Ver comentarios en  Informe de Gestión Sección 12: “Discusión de Resultados Financieros Tercer Trimestre - 2011 – EBITDA”, y en la Sección 18: “Medidas Financieras Adicionales”.
  • Las utilidades de operaciones ajustadas es una medida financiera no-NIIF que representa utilidades netas ajustadas respecto a ciertas partidas de naturaleza no operacional que incluye partidas distintas a efectivo.  La Compañía evalúa su desempeño con base en utilidades netas ajustadas de operaciones. La conciliación “Utilidades Netas Ajustadas de Operaciones”, enumera los efectos de ciertas partidas no operacionales que están incluidas en los resultados financieros de la Compañía. Las utilidades netas ajustadas de operaciones no pueden ser comparables con medidas similares presentadas por otras compañías. Ver discusión adicional en  Informe de Gestión - en la Sección 18: “Medidas Financieras Adicionales”.El número promedio ponderado básico de acciones comunes pendientes por el tercer trimestre terminado el 30 de septiembre de 2011 y 2010 fue de 270,967,710 (totalmente diluidas: 298,413,561) y 264,065,489 (totalmente diluidas :276,961,528), respectivamente.

 Netback operativo de Petróleo Crudo y Gas:

 

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  • Ver comentarios adicionales en Informe de Gestión - Sección 5: “Discusión de Resultados Operacionales Trimestrales de 2011– Conciliación de Barriles Producidos y Comprados vs. Barriles Vendidos”.
  • Datos combinados de netback operacional con base en el promedio ponderado de la producción diaria vendida, la cual incluye diluentes necesarios para mejorar la mezcla de Rubiales.
  • El costo de la producción incluye principalmente los costos de lifting y otros costos de producción tales como los de personal, energía, seguridad, seguros y otros.
  • Incluye los costos de transporte de petróleo y gas a través de los oleoductos y carro tanques incurridos por la Compañía para llevar los productos a los puntos de entrega a los clientes. El aumento durante el período de 2010 se debe principalmente al mayor volumen de crudo transportado por carro tanque debido al incremento de la producción, aunado con un aumento en los costos generales de transporte en Colombia durante 2011.
  • Los costos netos de la mezcla se estiman en $4.2 por bbl de crudo Rubiales, considerando un precio promedio de compra para el diluente entregado en el campo Rubiales de $104.8 /bbl (Petróleo Crudo Liviano API 37 y Gasolina Natural 81.6 API), más la tarifa del transporte y manejo por el oleoducto desde  Rubiales hasta Coveñas de $7.76 por barril , menos el precio de venta de la Mezcla Rubiales (Castilla) de $93.97 por barril multiplicado por el porcentaje de mezcla promedio Rubiales cercano al  22.7%. El aumento en los costos de dilución en comparación con el, mismo periodo del 2010 ($3.24/bbl) se debe primordialmente al alza en los costos de compra de los diluentes,  y en conformidad con el aumento de los precios del WTI
  • Otros costos corresponden principalmente a regalías sobre la producción de gas, mantenimiento externo de la carretera en el campo Rubiales, fluctuación del inventario, costo comercial del crudo, costo de almacenamiento y efecto neto de las coberturas de moneda de gastos operacionales incurridos en pesos colombianos durante el período.  Ver comentarios adicionales en Informe de Gestión - Sección 12: “Contratos de Administración de Riesgo”.
  • Corresponde al efecto neto de la posición overlift por el período que asciende a $18 millones, lo cual generó una reducción en los costos de producción combinada de $1.94/bpe según se explica en Informe de Gestión - Sección 10: “Discusión de Resultados Financieros Trimestrales de 2011– Situación Financiera – Costos Operacionales”.

 Hechos destacados del Tercer Trimestre

Durante el tercer trimestre del 2011, la Compañía consolidó la continua tendencia de crecimiento de la producción y de éxitos exploratorios, apalancando su conocimiento técnico y destreza operacional. Sin embargo los resultados de la producción reportada durante el tercer trimestre se vieron afectados por interrupciones no programadas de la producción debido a situaciones de orden público en los campo Quifa y Rubiales, según lo anunciado previamente en julio 20, septiembre 20 y 22, y Octubre 26 del presente año. A pesar de las interrupciones en la producción los resultados de este periodo remarcan la solidez de la actividad operacional, la capacidad de la Compañía para aumentar la producción y el compromiso de la gerencia de mantener resultados financieros robustos. La Gerencia está comprometida en alcanzar desafiantes objetivos operacionales, mientras se continua desarrollando el ambicioso programa de inversión en exploración y producción (“E&P”), el cual se encuentra cobijado por el más importante enfoque estratégico de la Compañía: El Crecimiento.

  • La Producción Continúa en Ascenso. El promedio bruto de producción durante el tercer trimestre del 2011 alcanzó los 219,136 bpe/d, 87,159 bpe/d neto después de regalías y consumo del campo, un aumento del 55% en comparación con el mismo periodo del 2010. Sin embargo la producción del tercer trimestre del 2011 se vio afectada por dos interrupciones laborales en los campos Rubiales y Quifa lo cual se tradujo en una pérdida total de producción bruta del orden de 1,343,084 bbls durante este periodo lo cual representa 491,933 bbls netos para la Compañía (5,347 bbl/d)
  • Mejoría Significativa del Netback Operativo.  El netback operativo del petróleo crudo durante el tercer trimestre del 2011 fue de $56.12/bbl, un aumento del 44% en comparación con el mismo periodo del 2010 ($38.89/bbl), esto como resultado de mayores precios de venta realizados. El cifra del netback operativo para el gas natural fue de $34.15/bpe, un aumento del 34% en comparación con la cifra reportada para el mismo periodo del 2010.

 

  • Sólidos Resultados Financieros. Los resultados del tercer trimestre confirmaron la capacidad de la Compañía para entregar sólidos resultados financieros, reflejados en el importante aumento de la producción y la mejoría de los precios realizados en la venta de petróleo y gas. Los ingresos netos consolidados para el tercer trimestre del 2011 fueron $193.7 millones, o $0.71 por acción ordinaria, en comparación con la cifra por ingresos netos de $113.2 millones reportada durante el tercer trimestre del 2010, o $0.43 por acción ordinaria. La utilidad operativa para el  tercer trimestre del 2011 alcanzó la cifra de $176 millones, en comparación con los $104.6 millones logrados durante el tercer trimestre del 2010. Los ingresos aumentaron a $828.3 millones en comparación con los $408.5 millones reportados durante el mismo periodo del 2010.
  • EBITDA Aumentó al Doble. El EBITDA  durante el tercer trimestre del 2011 totalizó $465 millones, lo cual representa el doble en comparación con el EBITDA de $218.1 millones reportado durante el tercer trimestre del año inmediatamente anterior.  Para el tercer trimestre del 2011, el EBITDA representa un  margen del 56% en comparación con los ingresos totales del periodo. El flujo de efectivo proveniente de las operaciones aumentó a $350 millones en el tercer trimestre del 2011, en comparación con los $161 millones realizados durante el tercer trimestre del 2010.

 

  • Se Mantiene el Enfoque en las Actividades Exploratorias Cuyo Índice de Éxitos de Perforación Alcanza el 83%. Durante el tercer trimestre, la Compañía perforó 18 pozos exploratorios, donde 15 de estos arrojaron resultados positivos. Al mismo tiempo, la Compañía inició la adquisición de 526 km2 de sísmica  3D y 739 km de sísmica 2D para una inversión total de $64.5 millones. 
  • Importante Crecimiento de las Reservas Netas Probadas y Probables (2P) de la Compañía: Durante el tercer trimestre, la Compañía recibió reportes independientes de evaluación de las reservas de los bloques Rubiales-Piriri, Quifa y Sabanero, los cuales establecieron que las reservas netas probadas y probables (2P) han aumentado a la cifra total de 350 millones de barriles de petróleo equivalente (“MMbpe”) a las fechas de las evaluaciones (Junio 30 y Septiembre 15 de 2011), lo cual representa un aumento del 15.2% (sin deducir la producción del periodo) en comparación con las cifras presentadas en los reportes de reservas fechados Febrero 28 de 2011.

 

  • Evaluación de Recursos en 25 Bloques Exploratorios: Durante el tercer trimestre, la Compañía recibió reportes independientes de evaluación de los activos con respecto a los bloques de exploración de la Compañía en Colombia (21), Perú (3) y Guatemala (1), cuyos resultados indican un Mejor Estimado Neto de los Recursos Contingentes y Potenciales del orden de 2,777.45 MMbpe para esos bloques exploratorios. El potencial del portafolio de exploración en conjunto con las reservas 2P son la base sobre la cual se construye el crecimiento futuro de la Compañía.
  • Niveles de inventarios. El nivel de inventario operacional de la Compañía es de 1.9 millones de bpe y durante el tercer trimestre de 2011, los inventarios de la Compañía se incrementaron en un volumen neto de 734,219 bpe, el cual estaba en proceso de ser entregado al finalizar el tercer trimestre, el cual ya había sido vendido en cargos de Octubre y Diciembre. Durante octubre de 2011, un volumen de 800,000 bpe del inventario al tercer trimestre fueron vendidos a un precio promedio de realización de $104,4 bpe, generando un ingreso bruto de $83.5 millones, los cuales serán reflejados con su respectivo costo en los resultados del cuarto trimestre de 2011.

 

  • Inversiones en Actividades de Bienes de Capital. Las inversiones en bienes de capital durante el trimestre finalizado en Septiembre 30 de 2011 totalizaron una cantidad neta de $276.7 millones (2010 - $200.0 millones), de los cuales $124.9 millones se invirtieron en la expansión y construcción de infraestructura de producción; $64.5 millones se invirtieron en actividades de exploración incluyendo sísmica, aerogravimetría, aeromagnetometría y perforación en Colombia, Perú y Guatemala; $52.9 millones en perforación de desarrollo; y se invirtieron $34.4 millones en otros proyectos, incluyendo el proyecto STAR. 
  • Continúa el Desarrollo de las Instalaciones de Producción. Durante el tercer trimestre del 2011, se construyeron nuevas instalaciones en los campos Rubiales y Quifa con el fin de alcanzar un total de  197.000 bbls/d de producción operado (1.8 millones bbls/d de tratamiento de agua), y 40,000 bbls/d (0.3 millones bbls/d de tratamiento de agua), respectivamente.

  

  • Operación Conjunta en el Perú. En Octubre 12 de 2011 la Compañía anunció la suscripción de una carta de intención con Les Establisssements Maurel & Prom S.A. (“Maurel & Prom”)  para adquirir un porcentaje del 50% de participación en la operación en el contrato de exploración del Bloque 116 localizado al nororiente del Perú, por medio del cual la Compañía asume obligaciones por hasta $75 millones, los cuales tienen el propósito de cubrir los costos de los dos primeros pozos del contrato del Bloque 116. Bajo los términos de la carta de intención una vez la Compañía reciba la operación del bloque, esta tendrá derecho a recibir reembolsos por estos costos  a través de los flujos de caja derivados de la producción futura de hidrocarburos en dicho bloque. La transacción está sujeta a las aprobaciones respectivas por parte del gobierno y las entidades reguladoras, y a la conclusión de la diligencia debida tanto legal como financiera a satisfacción de la Compañía.
  • Inversiones en Guayana. En Octubre 13 de 2011, la Compañía adquirió 58,720,000 acciones ordinarias del capital accionario de CGX Energy Inc. ("CGX"), una compañía que cotiza en TSX Venture Exchange (Bolsa de Valores de Toronto), a un precio de C$0.70 por acción ordinaria, para una inversión agregada de C$41.1 millones. CGX es una compañía Canadiense dedicada a la exploración de petróleo y gas cuyo enfoque es la exploración de petróleo en la Cuenca de Guyana/Surinam. La Compañía posee aproximadamente el 18% de las acciones ordinarias de CGX en circulación.

 

  • Aplicación para Cotizar RDB en el Brasil. En Octubre 6 de 2011, la Compañía anuncio la radicación ante la Comissao de Valores Mobiliarios (la "CVM"), la entidad reguladora brasilera a cargo de la supervisión de los emisores públicos, y ante la bolsa de valores del Brasil conocida como BM&FBOVESPA S.A., la documentación requerida para la cotización de Recibos de Deposito Brasileros (los "RDB") los cuales representan las acciones ordinarias de la Compañía.
  • Aumento Temporal al Incentivo de la Tasa de Conversión para los Bonos Convertibles. En Octubre 25 de 2011 la Compañía notificó a todos los titulares de los bonos convertibles no garantizados de la Compañía C$240 con fecha de vencimiento Agosto 29 de 2013 (los “Bonos”) el ofrecimiento  de un incentivo para convertir las debentures  a la tasa actual de conversión más un número adicional de acciones ordinarias de la Compañía con un valor igual a C$200 por cada C$1,000 del valor nominal de los bonos.  

 

  • Pago de Dividendos en Efectivo a los Accionistas en Septiembre 30 de 2011. En Septiembre 8 de 2011, la Compañía anunció el pago de dividendos en efectivo por un monto acumulado de $25 millones, o $0.093 por acción ordinaria. Los dividendos se cancelaron en Septiembre 30 de 2011  a los accionistas registrados al 20 de Septiembre de 2011.

 

En Informe de Gestión se pueden encontrar más detalles de las actividades operacionales y de exploración de la Compañía.

Pacific Rubiales, una compañía con sede en Canadá productora de gas natural y petróleo crudo pesado, es propietaria del 100 por ciento de Meta Petroleum Corp., un operador de petróleo colombiano que opera los campos petroleros de Rubiales y Pirirí de en la Cuenca de los Llanos en asociación con Ecopetrol, S.A., la compañía de petróleos nacional de Colombia. y el 100 por ciento de Pacific Stratus Energy Corp., que opera el campo de gas natural. La Creciente. La Compañía está enfocada en identificar oportunidades básicamente en la Cuenca de los Llanos orientales de Colombia, así como en otras áreas en Colombia y en el norte del Perú. Pacific Rubiales tiene intereses en 46 bloques en Colombia, Perú y Guatemala.

Las acciones comunes de la Compañía se negocian en la Bolsa de Valores de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia bajo los símbolos de cotización PRE y PREC, respectivamente. 

Bpe puede ser engañoso, particularmente si se usa aisladamente. Un índice de conversión bpe de 5.7 mcf: 1 bbl está basado en un método de conversión de  equivalencia de energía básicamente aplicable al quemador de punta y no representa una equivalencia de valor en la boca del pozo.

 

PARA MAYOR INFORMACIÓN

Mr. Christopher (Chris) LeGallais
SR VP Investor Relations
(647) 295-3700

Ms. Carolina Escobar V
Manager Investor Relations
+ (57 1) 628-3970

Ms. Belinda Labatte
(647) 428-7035

Anotación Cautelar Concerniente a la Información con Miras al Futuro

Este comunicado de prensa contiene información con miras al futuro. Toda declaración, diferente a hechos históricos, que se ocupe de actividades, eventos o acontecimientos los cuales la compañía cree, espere o anticipe que sucederán o puedan suceder en el futuro (incluyendo, sin limitación a, 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 información con miras al futuro. Esta información con miras al futuro refleja las expectativas o creencias actuales de la compañía con base en la información actualmente disponible. La información con miras al futuro esta sujeta a un sinnúmero de riesgos e incertidumbres que pueden hacer que los resultados reales de la compañía difieran de manera importante de aquellos discutidos en la información con miras al futuro, e incluso aún sí dichos resultados reales 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 difieran sustancialmente de las expectativas actuales incluyen, entre otros los siguientes: la incertidumbre sobre los estimados de capital y costos de operación, estimados de producción y el retorno económico estimado; la posibilidad que las circunstancias reales difieran de los estimados y presunciones; fracaso en establecer las reservas y recursos estimados; fluctuación en los precios del petróleo y las tasas de cambio; inflación, cambios en los mercados bursátiles; acontecimientos políticos en Colombia o Perú; cambios en los reglamentos que afectan las actividades de la compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y costos del financiamiento futuro necesario; las incertidumbres inherentes a la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; y los demás riesgos divulgados bajo el titulo “Factores de Riesgo” y en otras secciones del Formulario Anual de Información de Marzo 10 del 2011 radicado en SEDAR at www.sedar.com. Cualquier información con miras al futuro habla solo a partir de la fecha en la cual se emitió, y excepto como lo requieran las leyes aplicables a los títulos valores, la compañía descarta cualquier intento u obligación de actualizar cualquier información 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 presunciones inherentes a la información con miras al futuro son razonables, dicha información con miras al futuro no es garantía del desempeño futuro y por consiguiente no se debe otorgar indebida confianza a dicha información debido a la incertidumbre inherente a la misma.