PetroMagdalena registra resultados do fim do ano de 2011 e anuncia
TORONTO, 12 de abril de 2012 /PRNewswire/ -- A PetroMagdalena Energy Corp. (TSXV: PMD) registrou hoje os seus demonstrativos financeiros consolidados auditados para o exercício findo em 31 de dezembro de 2011, juntamente com a Discussão e Análise da Administração ("MD&A"), Formulários 51-101 F1, F2, F3 e F4, e seu Formulário de Informações Anuais, durante o período correspondente. Estes documentos serão publicados no website da Companhia em http://www.petromagdalena.com e em http://www.sedar.com no perfil do SEDAR da Companhia.
Luciano Biondi, CEO da Companhia, afirmou: "Temos o prazer de ver fortes resultados financeiros para o exercício de 2011, refletindo nosso foco na gestão de nosso portfólio central de ativos de petróleo na Bacia de Llanos. Aumentamos a prospectividade do portfólio com o nosso mais recente relatório de reservas NI 51-101 e estamos otimistas quanto ao nosso portfólio de exploração, o qual inclui uma atividade significativa em 2012 e potencial de produção adicional valorizada ainda não refletida nos 2011 de fim de ano as reservas. Em particular, o Azor-1X e o Cernicalo-1ST estão agora em produção e estamos atualmente testando o Tijereto Sur. Além disso, mais tarde, em 2012, pretendemos perfurar dois poços de exploração com elevados potenciais no Copa A Norte e Copa C no bloco Cubiro."
Cumprimos com a nossa orientação de produção para 2011 e aumentamos nossa taxa de saída diária de produção de 2011 em 76% em relação à taxa de 2010. Os aumentos da produção combinados com os fortes preços realizados do petróleo e gás contribuíram para o crescimento significativo da receita da PetroMagdalena em 2011, como demonstrado pelo crescimento de 174% ano sobre ano em nossas receitas no quarto trimestre para US$ 27,7 milhões. Juntamente com o nosso foco na melhoria da eficiência operacional, informamos nosso quarto trimestre consecutivo de netback operacional aprimorado, que ficou em média em US$ 61,33 por boe no quarto trimestre de 2011.
Com o aumento em 2011 em nossos fluxos de caixa gerados internamente a partir de nossas operações e a situação de liquidez da Companhia bastante melhor desde o final de 2010, estamos numa posição favorável para tirar proveito da exploração e das oportunidades de desenvolvimento dentro da nossa própria carteira de ativos e podemos considerar outros investimentos significativos daqui para frente."
Resumo Financeiro e Operacional
Quarto Trimestre
Ano
(000s, exceto por ação e dados operacionais)
2011
2010
2011
2010
Financeiro
Receitas da venda de óleo e gás
US$
27.747
US$
10.125
US$
86.196
US$
44.440
Margem bruta (3)
7.685
(617)
20.912
1.423
Perda líquida
(74.758)
(41.695)
(111.802)
(54.655)
Perda básica e diluída por ação
(0,54)
(0.39)
(0,81)
(0,51)
Total de ativos ao final do período
349.311
362.965
349.311
362.965
Total das dívidas ao final do período
47.524
44.886
47.524
44.886
Operacional
Produção média diária (boed) (1)
3.625
2.515
2.761
2.413
Vendas totais (boe) (2)
279.830
149.455
972.346
751.828
Netback operacional (US$/boe) (3)
61,33
21,55
55,84
35,92
(1) Participação da empresa, bruta antes da dedução de royalties.(2) Participação da empresa, líquida após dedução de royalties. (3) Veja Additional Financial Measures (Medidas Financeiras Adicionais) na MD&A.
Destaques do quarto trimestre de 2011
Produção: produção total média de 3.625 barris de óleo equivalente ("boe") por dia ("boed") no quarto trimestre de 2011 em comparação a 2.515 mil boed no quarto trimestre de 2010. Estimulada pelas descobertas em Cubiro, a participação bruta de produção da companhia para o mês de dezembro de 2011 foi em média de 4.181 boed, 76% acima da taxa média mensal de dezembro de 2010 de 2.374 mil boed.Receitas: as melhorias na estratégia de marketing do petróleo leve da Companhia em 2011, combinadas com os melhores preços de petróleo e o crescimento da produção, aumentaram as receitas no quarto trimestre de 2011 para US$ 27,7 milhões ou 174% superiores ao mesmo período um ano atrás.Netback operacional: a Companhia registrou seu quarto trimestre consecutivo de melhores netbacks operacionais, que ficaram em média em US$ 61,33 por boe no quarto trimestre de 2011.Despesas G&A: por meio de iniciativas de economia de custos implementadas no início de 2011 e do crescimento da produção, a Companhia reduziu a G&A para cerca de US$ 12 por boe vendidos no quarto trimestre de 2011, em comparação com uma média de US$ 25 por boe vendido em 2010.Destaques do ano fiscal de 2011
Reservas: um programa de perfuração exploratória bem sucedido em Cubiro em 2011 foi o principal motivador para o aumento de 4.0 MMbbls ou 43% das reservas de petróleo 2P da Companhia, uma reposição de reservas de 394%, conforme o relatório de 31 de dezembro de 2011 da Petrotech, em comparação com o de 31 de dezembro de 2010.Produção: a Companhia cumpriu a sua orientação de produção para 2011. A participação bruta da produção da empresa para o ano foi em média de 2.761 mil boed.Liquidez: a Companhia fortaleceu seu balanço em 2011. O caixa em 31 de dezembro de 2011 ficou em US$ 14,1 milhões e o déficit de capital de giro foi reduzido em US$ 26,5 milhões desde 31 de dezembro de 2010. Como resultado do crescimento da produção e das melhorias de netback em 2011, o fluxo de caixa dos netbacks operacionais aumentou para US$ 54,3 milhões em 2011, aumentando significativamente ao longo do ano de US$ 3,2 milhões no quarto trimestre de 2010 para US$ 17,2 milhões no quarto trimestre de 2011. Isso proporciona à Companhia uma forte fonte de fluxo de caixa gerada internamente para cumprir as suas obrigações no vencimento e para reinvestir no seu programa de trabalho anual em suas propriedades.Criação de valor: a Companhia continua tomando medidas para desenvolver seu portfólio e para reduzir seu risco através de relações de joint venture. Em 2011, a Companhia anunciou uma parceria estratégica com a YPF S.A. para arrendar (farm-out) parte de suas participações em Carbonera e Catguas, e para explorar novas oportunidades de negócios com respeito a várias outras de suas propriedades. Além disso, a empresa também anunciou um acordo de arrendamento com respeito à exploração de sua propriedade Santa Cruz e executou um acordo de atribuição condicional para aumentar a participação da Companhia no bloco Arrendajo ANH, onde a descoberta do Azor-1X está atualmente em produção. Todos estes contratos de farm-out/ farm-in estão sujeitos à aprovação pela ANH. Em dezembro de 2011, a Companhia vendeu sua participação na propriedade de gás Cerrito para recursos de caixa de US$ 7,5 milhões.O prejuízo líquido no quarto trimestre de 2011 ascendeu a US$ 74,8 milhões ou US$ 0,54 por ação, elevando o prejuízo líquido do ano fiscal de 2011 para US$ 111,8 milhões ou US$ 0,81 por ação. A perda líquida de 2011 inclui US$ 49,7 milhões de baixas contábeis relacionadas com a estratégia da Companhia com relação aos seus ativos de petróleo e de gás não principais, US$ 36,1 milhões relacionados com poços perfurados em 2010 e 2011 que não resultaram em reservas provadas, US$ 6,5 milhões de cobrança única do imposto sobre patrimônio colombiano de 2011 a 2014 e US$ 6,5 milhões de encargo não de caixa por opções de ações concedidas durante o ano.
As orientações de despesas de capital para 2012 foram atualizadas para uma gama entre US$ 70 milhões e US$ 80 milhões, principalmente como resultado do farm-in com a INTEROIL Colômbia E&P Inc. no bloco LLA-47 e de investimentos em Cubiro para substituir as instalações petrolíferas alugadas e alcançar a redução de custos de produção. O programa de investimentos de 2012 é totalmente financiado por saldos de caixa da empresa, fluxo de caixa das operações, um novo crédito bancário local de US$ 10 milhões e acordos de farm-out. A Companhia irá fornecer mais orientações sobre os gastos e o plano de trabalho após o programa de exploração atual do primeiro trimestre ser avaliado e continua ele sujeito à aprovação final do conselho.
Reservas
O total bruto comprovado e provável ("2P") das reservas de petróleo leve e médio da Companhia, com base em suas participações em cinco propriedades de petróleo na Colômbia, aumentou em 4,0 MMbbl ou 43% em 2011 para 13,3 MMbbl, antes da dedução dos royalties da ANH ou 12,2 MMbbl líquido para a Companhia, impulsionado principalmente por quatro descobertas no bloco Cubiro: Petirrojo, Copa B, Copa A Sur e Yopo.
O total bruto das reservas equivalentes de petróleo 2P da Companhia, com base em suas participações em cinco propriedades de petróleo na Colômbia, é de aproximadamente 24,7 MMboe antes da dedução dos royalties da ANH ou 22,9 MMboe líquido para a Companhia. A participação da Companhia em reservas equivalentes de petróleo 2P diminuiu em aproximadamente 46% em comparação com dezembro de 2010, como resultado da venda de Cerrito e das revisões técnicas em Carbonera e Rio Magdalena. Os volumes do gás são expressos em bilhões de pés cúbicos ("Bpc") e quando expresso em equivalente de petróleo foram convertidos usando-se 6.000 pés cúbicos de gás equivalente a um barril.
As reservas são baseadas em um relatório independente de avaliação de reservas e recursos elaborado pela Petrotech Engineering Ltd. ("Petrotech"), seguindo todos os procedimentos padrões da indústria e em conformidade com as diretrizes da COGE, como relatado no Formulário NI 51-101 F1 da Companhia, arquivado junto ao SEDAR em http://www.sedar.com e disponível no website da Companhia em http://www.petromagdalena.com. A tabela a seguir resume a mudança das reservas 2P da Companhia de 31 de dezembro de 2010 a 31 de dezembro de 2011:
Gás Natural
Petróleo L e M
Gás Natural
Líquido
Óleo Equivalente
Bruto
Líquido
Bruto
Líquido
Bruto
Líquido
Bruto
Líquido
(MMbbl)
(MMbbl)
(Bpc)
(Bpc)
(MMbbl)
(MMbbl)
(MMboe)
(MMboe)
Dezembro 2010
9,3
8,6
99,8
91,4
4,4
4,0
30,3
27,8
Dezembro 2011
13,3
12,2
52,3
48,9
2,7
2,5
24,7
22,9
Mudanças de ReservaLíquido de Produção
4,0
3,6
(47,5)
(42,5)
(1,7)
(1,5)
(5,6)
(4,9)
(1) "Reservas brutas" são a participação da Companhia na reserva antes da dedução de royalties da ANH.(2) "Reservas líquidas" são a participação da Companhia na reserva bruta, após a dedução de royalties da ANH.
Em 2011, o valor presente líquido antes de impostos das receitas líquidas futuras, descontado em 10%, ("receitas líquidas futuras BTNPV10 ") da participação da Companhia em reservas de petróleo 2P aumentou em 84% para US$ 438,9 milhões. Em geral, as receitas líquidas futuras BTNPV10 das reservas de petróleo equivalentes 2P da Companhia aumentaram para US$ 539,9 milhões, aproximadamente 37% superiores em comparação com a avaliação do final do ano de 2010 concluído pela Petrotech.
Os melhores preços do petróleo contribuíram em parte para este aumento, uma vez que o preço do petróleo em 31 de dezembro de 2011 para a West Texas Intermediate ("WTI") fechou em US$ 98,83 por barril em comparação com US$ 91,40 por barril há um ano. No entanto, o principal gerador do valor foi a mudança da empresa em relação ao seu foco em 2011 para suas propriedades de petróleo principais. Em 2011, o volume das reservas de petróleo 2P aumentou para 54% do total das reservas boe brutas em 31 de dezembro de 2011. Mais importante, as reservas de petróleo 2P da Companhia aumentaram para 81% do total de receitas líquidas futuras BTNPV10, contra 60% um ano atrás, principalmente como resultado do êxito na exploração e desenvolvimento em Cubiro em 2011. Em 31 de dezembro de 2011, a participação da Companhia nas receitas líquidas futuras BTNPV10 da propriedade Cubiro aumentaram em 180%, para US$ 383 milhões ou 71% do total das receitas líquidas futuras BTNPV10. A tabela a seguir resume as receitas líquidas futuras BTNPV10 como relatado no Formulário NI 51-101 F1 da Companhia e a mudança de 31 de dezembro de 2010 a 31 de dezembro de 2011:
(milhões de US$)
Petróleo L e M
Gás Natural eGás NaturalLíquido
Total
Dezembro 2010
$ 238,0
$ 156,0
$ 394,0
Dezembro 2011
$ 438,9
$ 101,0
$ 539,9
Mudança
$ 200,9
$ (55,0)
$ 145,9
Em 2011, o valor presente líquido depois de impostos das receitas líquidas futuras, descontado em 10%, da participação da Companhia em reservas de petróleo 2P aumentou em 43% para US$ 390,5 milhões.
Atualização sobre a produção
Com uma produção média de 3.850 boed no primeiro trimestre de 2012, a Companhia teve quatro trimestres consecutivos de crescimento da produção, 68% superior ao mesmo trimestre de 2011 e 6% maior do que no quarto trimestre de 2011.
A orientação da empresa de produção para 2012 permanece inalterada e ficará em média entre 4.300 e 4.700 boed para o ano. Esta orientação se baseia em um perfil de produção atualizada de treze campos produtores de petróleo da Companhia e de dez poços de desenvolvimento a serem perfurados de agora até o final do ano. Não inclui os volumes de produção para quaisquer poços de exploração em andamento. As rupturas vivenciadas em Cubiro no primeiro trimestre temporariamente adiaram o cronograma de produção da Companhia, mas não resultará em qualquer impacto significativo sobre a orientação de produção anual para 2012. A produção ficou em média em aproximadamente 4.200 boed desde o final do bloqueio em meados de março de 2012.
Cernicalo-ST em produção - Bloco Cubiro, Bacia de Llanos:
O Cernicalo-ST, um desvio do poço de exploração Cernícalo 1 no Polígono B do bloco Cubiro, foi colocado em produção em 25 de fevereiro de 2012 das formações Guadalupe e C7. O Guadalupe está produzindo petróleo de 23,9 graus API e o C7 está produzindo petróleo de 28 graus API. Ao longo dos últimos sete dias de março de 2012, o poço produziu a uma taxa média combinada de 510 boed (participação da Companhia - 357 boed), com um corte de água de 57%. A estrutura está em curso com o campo Barranquero ao norte e o poço de exploração Tijereto Sur-1X ao sul.
Poço de desenvolvimento Copa 4 - Bloco Cubiro, Bacia de Llanos:
O Copa 4, um poço de desenvolvimento no campo de Copa teve sua perfuração iniciada em 31 de março de 2012 e está perfurando atualmente a 4.650 pés de profundidade medida (MD) na Formação Carbonera. O poço deverá ser concluído dentro das próximas duas semanas no Carbonera C5. Este é o mesmo intervalo no Copa-1 que já produziu 290.000 bbls e deverá produzir a uma recuperação final total de 497.000 bbls a partir deste poço.
Atualização sobre exploração
Poço de exploração Alondra-1X - Bloco Cubiro, Bacia de Llanos:
O Poço de exploração Alondra-1X, perfurado em 28 de março de 2012, atingiu a profundidade total (TD) de 6.513 pés MD em 5 de abril de 2012 na Formação Guadalupe e encontrou o topo da areia Carbonera C7 a 5.989 pés MD.
O Alondra-1X foi abandonado com base em registros LWD e, em 9 de abril de 2012, um desvio foi iniciado tendo por alvo um compartimento diferente estrutural sobre a mesma prospecção. Na profundidade atual de 2.685 pés MD, os resultados do Alondra-1ST são esperados para meados de abril de 2012. O poço está no Polígono B do bloco Cubiro, onde a PetroMagdalena tem uma participação de 70%. A prospecção Alondra está em curso e a 3,4 quilômetros ao norte do Campo Barranquero.
Poço de exploração Santa Cruz-1X - Bloco Santa Cruz, Bacia de Catatumbo:
O programa de testes continua no poço Santa Cruz-1X. Durante as operações, foi determinado que uma compressão de cimento seria necessária para assegurar o isolamento da zona sobre a Formação Barco e a Companhia acredita que compressões de cimento adicionais sejam necessárias, fazendo com que o período de testes dure mais tempo do que o originalmente previsto. Os resultados destes testes são esperados para o final de abril de 2012.
O poço Santa Cruz-1X, localizado no bloco Santa Cruz, na Bacia de Catatumbo no nordeste da Colômbia, foi perfurado a uma TD de 11.550 pés MD. Os dados relacionados com a sísmica do poço, idade geológica e registros indicam que o poço perfurou o plano da falha principal ao nível das formações Leon-Guayabo. Na lapa da falha inversa principal, uma seção normal foi encontrada incluindo sedimentos do Carbonera para as formações de Catatumbo. A análise laboratorial de cortes está em andamento e um esforço de interpretação vai continuar, para avaliar o modelo geológico.
A PetroMagdalena tem uma participação de 70% no poço Santa Cruz-1X e é a operadora do bloco Santa Cruz.
Poço Cantaclaro-1X - Bloco Carbonera, Bacia de Catatumbo:
O poço de exploração Cantaclaro-1X no bloco Carbonera, que iniciou a perfuração em 15 de março de 2012, foi perfurado para o topo da Formação alvo La Luna a uma profundidade de 4.560 pés MD. Um revestimento intermediário de 9-5/8 polegadas foi feito e a próxima operação irá instalar equipamentos de perfuração sub-balanceados. A formação alvo La Luna irá então ser perfurada, altamente desviada e o poço deverá alcançar a TD na base da Formação La Luna a uma profundidade de 5.480 pés MD. Perfurações e testes sub-balanceados e simultâneos estão previstos para continuar em cinco dias. A PetroMagdalena assinou um Memorando de Entendimento para farm-out de 60% do bloco Carbonera à YPF, como parte de um programa de trabalho de US$ 23 milhões, sujeito à aprovação da ANH.
Teleconferência
A administração realizará uma conferência telefônica hoje às 9:00 da manhã (Hora do Leste), para discutir os resultados do quarto trimestre de 2011 e de fim de ano. Analistas e investidores interessados estão convidados a participar da seguinte maneira:
Toronto e Internacional:
(647) 427-7450
América do Norte:
(888) 231-8191
ID da Conferência:
66765074
Uma reprise desta teleconferência estará disponível discando 416-849-0833 com o número de ID da conferência acima até 24 de abril de 2012.
A PetroMagdalena é uma empresa de exploração e produção de petróleo e gás com sede no Canadá, com participações em 19 propriedades em cinco bacias da Colômbia. Mais informações podem ser obtidas com uma visita a nosso site em http://www.petromagdalena.com.
Todas as quantias monetárias em dólares americanos, a menos que de outra maneira informadas. Este comunicado à imprensa contém certas "declarações prospectivas" e "informações prospectivas", de acordo com as leis canadenses de seguridades aplicáveis, no que diz respeito ao negócio, operações, desempenho financeiro e condições da PetroMagdalena. As declarações e informações prospectivas incluem, mas não estão limitadas a, afirmações com respeito à produção estimada e vida das reservas de vários projetos de petróleo e gás da PetroMagdalena; estimativa das reservas de petróleo e gás; sua concretização; duração e quantidade da produção futura estimada; custos de produção; sucesso das atividades de exploração e flutuações nas taxas de conversão de câmbios. Exceto por afirmações de fatos históricos relacionados à empresa, certas informações contidas neste documento constituem afirmações estimativas. Estas são frequentemente caracterizadas por palavras como "planeja", "espera", "projeta", "pretende", "crê", "antecipa", "estima" e outras palavras similares, ou afirmações de que certos eventos ou condições "deverão" ou "irão" ocorrer. Declarações afirmativas são baseadas nas opiniões e estimativas da administração, na data de sua emissão, e são baseadas em um número de suposições e sujeitas a uma variedade de riscos e incertezas e outros fatores que poderiam levar os eventos ou resultados de fato a diferirem materialmente daqueles projetados nestas. Muitas dessas suposições são baseadas em fatores e eventos que não estão sob o controle da PetroMagdalena e não há garantia de que elas provarão estar corretas. Fatores que poderiam levar os resultados de fato a materialmente variarem dos resultados antecipados por estas declarações estimativas incluem mudanças nas condições de mercado, riscos relacionados a operações internacionais, preços e taxas de câmbio flutuantes para gás e petróleo, mudanças nos parâmetros dos projetos, a possibilidade de extrapolação de custos de projetos ou custos e despesas imprevistas, disputas trabalhistas e outros riscos da indústria de gás e petróleo, falhas da planta, equipamento ou processos em operar como antecipado. Embora a PetroMagdalena tenha tentado identificar fatores importantes que poderiam levar ações de fato, eventos ou resultados a materialmente diferirem daqueles descritos nas declarações estimativas, poderá haver outros fatores que levem ações, eventos ou resultados a não serem antecipados, estimados ou pretendidos. Não pode haver garantias de que declarações prospectivas serão comprovadamente acuradas, uma vez que resultados de fato e eventos futuros poderiam materialmente diferir daqueles antecipados em tais afirmações. A PetroMagdalena não assume nenhuma obrigação de atualizar declarações afirmativas se as circunstâncias ou estimativas e opiniões da administração vierem a mudar, exceto como exigido pelas leis de seguridades aplicáveis. O leitor está advertido de modo a não depositar confiança excessiva em declarações prospectivas.
As declarações relativas às estimativas de reservas de petróleo e gás também podem ser consideradas como declarações prospectivas, na medida em que envolvem estimativas de petróleo e gás que serão encontrados se a propriedade for desenvolvida. O boe pode levar a erros, particularmente se usado isoladamente. A taxa de conversão de boe de 6 pcm: 1 bbl é baseada em um método de conversão de energia de equivalência aplicável principalmente na ponta do queimador e não representa uma equivalência do valor na fonte. Os valores estimados da receita líquida futura divulgados não representam o valor de mercado.
Nem a TSX Venture Exchange nem o seu Regulation Services Provider (como o termo é definido nas políticas da TSX Venture Exchange) assumem a responsabilidade pela adequação ou precisão deste comunicado de notícias.
Glossário
1P: Reservas Comprovadas
G&A: Despesas Gerais e Administrativas
2P: Reservas Comprovadas + Prováveis
MMCF: Milhões de Pés Cúbicos
3P: Reservas Provadas + Prováveis + Possíveis
MD: Profundidade Medida
ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos
MMBBLS: Milhões de Barris de Óleo
API: American Petroleum Institute
MMBTU: Milhões de Unidades Térmicas Britânicas
BOE: Barris de Óleo Equivalente
BOFD: Barris de Fluido por Dia
NPV: Valor Presente Líquido
BOPD: Barris de Óleo por Dia
PSI: Libras por Polegada Quadrada. A unidade da pressão.
BOEPD: Barris de Óleo Equivalente por Dia
TD: Profundidade Total do poço
BS&W: Sedimentos Básicos & Água
TVD: Profundidade Vertical Verdadeira do poço
E&PC: Contrato de Exploração & Produção
TVDSS: Profundidade Vertical Submarina Verdadeira
ESP: Bomba Elétrica Submersível
WI: Participação
FOB: Frete Livre a Bordo
WTI: Índice de preços do petróleo intermediário
Para mais informações:
Michael DaviesDiretor Geral Financeiro(416) 360-7915
Belinda LabatteRepresentante de Relações com Investidores(647) 436-2152
(PMD, PMD, WT,)
FONTE PetroMagdalena Energy Corp