Pacific Rubiales anuncia resultados do segundo trimestre de 2015: total de custos operacionais
TORONTO, 14 de agosto de 2015 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) anunciou hoje a liberação de seus resultados financeiros consolidados, não auditados, para o trimestre encerrado em 30 de junho de 2015, juntamente com a "Discussão e Análise da Administração" ("MD&A" -- Management's Discussion and Analysis). Os documentos serão publicados no website da empresa em http://www.pacificrubiales.com, no SEDAR em http://www.sedar.com, no website da SIMEV em http://www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev. Uma apresentação corporativa, relativa aos resultados do segundo trimestre, será postada no website da empresa. Todos os valores contidos neste comunicado e na divulgação financeira da empresa são expressos em dólares americanos, salvo indicação em contrário.
O CEO da empresa, Ronald Pantin, declarou:
"No segundo trimestre de 2015, os preços internacionais do petróleo continuaram a criar dificuldades para o setor. Entretanto, como você pode ver em nossos resultados, nós, na Pacific Rubiales, temos sido muito bem-sucedidos na execução da estratégia da empresa, obtendo resultados competitivos nesse ambiente difícil".
"Através da combinação da redução sustentável de custos, investimento focado e manutenção dos níveis de produção, a empresa está se adaptando ao ambiente de baixo preço do petróleo. Adotamos medidas financeiras prudentes e a empresa iniciou uma estratégia de gestão do passivo, o que irá preparar a empresa para qualquer desafio previsível à frente".
"Em consonância com os resultados do primeiro trimestre, tenho o prazer de anunciar que os planos que executamos no final de 2014 e no início de 2015, para alinhar as operações da empresa com o ambiente de baixos preços do petróleo, continuam a produzir resultados. Você verá nos resultados do segundo trimestre que a empresa tem mantido seu esforço para reduzir despesas gerais e administrativas (G&A) e custos operacionais de caixa. Embora essas reduções não compensem inteiramente as quedas significativas dos preços de petróleo desde o final de 2014, elas estabelecem a base sobre a qual poderemos desenvolver rentabilidade para a empresa no restante de 2015 e além deste ano, dentro de cenários previsíveis de preços do petróleo".
"A empresa está bem avançada em sua estratégia de gestão do passivo. Esperamos fechar a venda de nossa participação acionária restante na Pacific Midstream durante o terceiro trimestre, o que trará um impacto significativo em nossos resultados financeiros e na liquidez. Também estamos dando continuidade ao nosso processo de venda estratégica de ativos não essenciais ? especificamente, a venda de nossa participação acionária na Pacific Infrastructure (Puerto Bahía) e, a longo prazo, a delegação de parte de nosso portfólio de exploração. Ao nos focarmos em ativos de alto valor, poderemos otimizar o uso de nossos recursos".
"No que se refere à produção no segundo trimestre de 2015, conseguimos volumes em nossos ativos na Colômbia e Peru de 152.428 boe/d. A produção se mantém em sincronia com nossos planos internos e acima do índice de encerramento de 2014, de aproximadamente 150.000 boe/d".
"A empresa continua a focar em seu portfólio de produção nos ativos de petróleo leve e médio. As descobertas de exploração, feitas em 2014 nos contrafortes colombianos, continuam a garantir crescimento de produção a curto prazo. Além disso, foi confirmado o potencial da descoberta de Kangaroo na plataforma continental do Brasil e anunciada uma segunda descoberta de petróleo, potencialmente similar, nas proximidades do prospecto Echidna. A atividade modesta de exploração em 2015 identificou, até agora, outros prospectos de petróleo leve, similares aos das descobertas já feitas e, mais importante que isso, nosso programa está avaliando novas localidades de perfuração de desenvolvimento de petróleo leve, que deverão permitir que o crescimento da produção continue bem em 2016".
"No segundo trimestre de 2015, obtivemos receitas de $ 703 milhões e geramos $ 307 milhões em EBITDA ajustado e $ 168 milhões em fluxo de fundos de operações. Nosso netback operacional no trimestre foi de $ 32,64/boe, graças à redução de custos totais e ao fortalecimento de preços realizados".
"Continuamos a racionalizar nossas operações e conseguimos maiores reduções de custos durante o trimestre, com custos operacionais básicos de $ 23,71/boe e custos operacionais totais (incluindo custos de overlift e outros custos) de $ 21,08/boe, comparados com $ 21,16/boe e $ 26,72/boe, respectivamente, no primeiro trimestre de 2015. Maior economia de custos ainda será possível em 2015, devido à restruturação dos processos de trabalho e ao impacto do enfraquecimento do peso colombiano".
"Como você sabe, durante o segundo trimestre, a Pacific Rubiales recebeu uma oferta, feita pelas empresas ALFA, S.A.B. de C.V. e Harbour Energy Ltd., de aquisição de todas as ações ordinárias em circulação da empresa. A pedido da ALFA e da Harbour Energy, a oferta foi retirada, mais tarde, terminando todas as obrigações da empresa para com a ALFA e a Harbour Energy, incluindo qualquer taxa de rescisão/ruptura ou reembolso de despesas. Durante esse processo, mantivemos nosso foco de longo prazo nos princípios da empresa e na distribuição de valor a todos os nossos acionistas".
"Conforme avançamos nesse ano desafiador, está claro que prever uma diretriz precisa para os preços do petróleo é difícil. Em vez disso, devemos nos focar na atualização de nossa perspectiva operacional para 2015: esperamos uma produção média no ano de 150 a 156 Mboe/d, representando um crescimento de 1% a 5% sobre os níveis de produção de 2014; os preços realizados deverão ser aproximadamente iguais ao preço de referência WTI; os custos operacionais deverão continuar a refletir as reduções conseguidas pela empresa e ficar na média de $ 24 a $26/boe, com custos G&A de $ 200 milhões, custos de financiamento de $ 270 milhões e encargos tributários de $ 100 milhões. Em consonância com nossos objetivos, os dispêndios de capital e o fluxo de caixa devem ser equilibrados no ano, conforme preservamos o caixa e nosso balanço patrimonial".
"Em resumo, enquanto mantemos o foco nos níveis de produção e na atividade necessária de exploração, nossa estratégia financeira e de capital permanece focada na manutenção de um balanço patrimonial saudável por: (1) manter os custos operacionais e as despesas G&A reduzidos; (2) reduzir os dispêndios de capital para se equivalerem ao fluxo de caixa nesse ambiente prevalecente dos preços do petróleo; (3) alocar capital para os projetos mais substanciais e de retorno mais alto; (4) manter a liquidez; (5) resguardar volumes adequados de nossa produção; e (6) implementar iniciativas estratégicas de gestão do passivo. Todas essas medidas têm o objetivo de assegurar fundos para futuro crescimento e de gerar fortes retornos a nossos acionistas".
"Os tempos são difíceis para o setor petrolífero em todo o mundo, mas estamos certos de que a empresa pode sobreviver à crise e continuar a ir em frente com um uso criterioso de seus recursos e uso eficiente de sua expertise técnica. Estamos preparados para o longo prazo, bem como para aproveitar as oportunidades que se apresentarem e vencer quaisquer dificuldades que possam surgir".
Destaques operacionais:
A produção líquida no trimestre, já descontados os royalties, foi de 152.428 boe/d, o que representou um aumento de 2% sobre a média da produção líquida, já descontados os royalties de 149.118 boe/d, relatada no mesmo período de 2014, e permaneceu estável, em comparação com o trimestre anterior.
A produção líquida do Campo Rubiales permaneceu relativamente estável, com apenas níveis modestos de atividades de baixo custo sendo empreendidas.
A produção líquida, já descontados os royalties, no Campo Quifa SW aumentou para 29.906 bbl/d, durante o segundo trimestre de 2015, sendo 33% mais alta do que a do mesmo período de 2014, devido em parte à associação de poços de produção adicionais e ao impacto dos baixos preços do petróleo sobre o royalty de alto preço.
A produção líquida de petróleo leve e médio aumentou 14%, em comparação com o mesmo período de 2014, e permaneceu estável, em comparação com o primeiro trimestre de 2015, a 55.783 bbl/d.
A produção de petróleo leve e médio representa 37% do total da produção líquida de petróleo e gás, enquanto a produção do Campo Rubiales representou 36% do total da produção líquida no trimestre, menor que os 43% do mesmo período de 2014.
Destaques financeiros:
As receitas caíram no segundo trimestre de 2015 para $ 703 milhões, de $ 800 milhões no primeiro trimestre de 2015. A queda em relação ao primeiro trimestre de 2015 foi resultante da venda de menores volumes, contrabalançada por um aumento no preço médio de vendas combinado.
As vendas médias de petróleo e gás (incluindo comercialização) no segundo trimestre de 2015 foram de 143.225 boe/d, um decréscimo de 8% sobre o mesmo período de 2014.
O netback operacional combinado de petróleo e gás no segundo trimestre de 2015 foi de $ 32,64/boe, 44% mais alto do que o de $ 22,73/boe no primeiro trimestre de 2015. O aumento é atribuído à redução no total dos custos operacionais, bem como ao impacto dos preços realizados mais altos.
O preço médio realizado no trimestre foi de $ 53,72/boe, em comparação com $ 49,45/boe no primeiro trimestre de 2015.
As despesas G&A foram reduzidas para $ 51,1 milhões no segundo trimestre de 2015, em comparação com $ 54,9 milhões no primeiro trimestre de 2015 e com $ 90,1 milhões no mesmo período do ano passado.
O EBITDA ajustado para o segundo trimestre de 2015 foi de $ 307,3 milhões, um aumento de 14% em relação ao trimestre anterior. O Fluxo de Fundos de operações aumentou de $ 156,9 milhões no trimestre anterior para $ 168,5 milhões no segundo trimestre de 2015.
O prejuízo líquido no segundo trimestre de 2015 foi de $ 226,4 milhões, refletindo o impacto significativo das quedas dos preços do petróleo cru. Outros itens não monetários, que afetaram os lucros, incluíram exaustão, depreciação e amortização ("DD&A" -- depletion, depreciation and amortization), despesas de gestão de riscos e prejuízos com câmbio não realizado. O total de dispêndios de capital caiu para $ 185,0 milhões no segundo trimestre de 2015, em comparação com $ 226,0 milhões no primeiro trimestre de 2015 e $ 510,2 milhões no segundo trimestre de 2014.
Em 3 de março de 2015, a empresa fez um acordo com o consórcio de credores para aditar sua Linha de Crédito Rotativo. Segundo os termos do aditamento da Linha de Crédito Rotativo, a relação de alavancagem consolidada e permitida da empresa (dívida para o EBITDA) aumentou de 3,5:1,0 para 4,5:1,0, com base em uma média rotativa de quatro trimestres. Os dois outros contratos financeiros não foram aditados, sendo: (1) manter um coeficiente de cobertura de juros maior que 2,5; e (2) um patrimônio líquido maior que $ 1 bilhão, calculado como o total do ativo menos o total do passivo, sem contar os das subsidiárias excluídas, ou seja, a Pacific Midstream Ltd. e a Pacific Infrastructure Ventures Inc. Os aditamentos foram apoiados por 100% do consórcio dos credores, que é composto por 25 bancos internacionais e locais. Aditamentos similares foram feitos em outras linhas de crédito bilaterais da empresa com (i) Bank of America, N.A.; (ii) Banco Latinoamericano de Comercio Exterior, S.A.; (iii) HSBC Bank USA, N.A.; e (iv) Sumitomo Mitsui Banking Corporation. A empresa cumpriu todos os contratos no segundo trimestre, incluindo: (1) coeficiente de cobertura de juros de 5,45; (2) coeficiente dívida pelo EBITDA ajustado de 3,45; e (3) patrimônio líquido de $ 1,115 bilhão.
Outros destaques:
A empresa recebeu $ 150 milhões no trimestre, como um pré-pagamento parcial, de acordo com um contrato de venda a termo de petróleo cru, para a entrega de seis milhões de barris de petróleo cru em um período de seis meses, a partir de outubro de 2015. Os preços finais dos volumes entregues serão determinados com base nos preços de referência no momento da entrega.
A empresa firmou um contrato de compra de contas a receber sem compromisso, para uma quantia máxima de $ 110 milhões, que fornece possível liquidez à empresa. O desconto a ser aplicado nas contas a receber varia entre a LIBOR + 0,8% e a LIBOR + 1.4%. Até 12 de agosto de 2015, a empresa não havia usado essa linha de crédito.
Três poços de exploração (incluindo poços estratigráficos e de avaliação) foram perfurados no trimestre e o resultado foi uma descoberta e a confirmação de duas outras descobertas anteriores, com 100% de sucesso. Os sucessos de exploração, localizados principalmente nos Llanos Centrais e Profundos da Colômbia, adicionaram aproximadamente 9.120 bbl/d na produção bruta de petróleo leve nos últimos seis meses. A nova descoberta foi no Brasil, onde foi confirmada, no poço Echidna-1, a presença de acumulações de hidrocarbonetos na estrutura do flanco de sal.
Resultados financeiros
Sumário financeiro
2015
2014
2TRI
1TRI
2TRI
Receitas de vendas de petróleo e gás ($ milhões)
702,7
799,8
1.344,7
EBITDA ajustado ($ milhões)1, 4
307,3
269,6
721,6
Margem do EBITDA ajustado (EBITDA ajustado/receitas)
44%
34%
54%
EBITDA ajustado por ação 1, 4
0,98
0,86
2,30
Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) ($ milhões)1
168,5
156,9
531,7
Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) por ação 1
0,54
0,50
1,70
Lucros (prejuízos) líquidos de operações antes de perda de valor
(101,9)
(138,9)
337,5
Lucros (prejuízos) líquidos ($ milhões) 2
(226,4)
(722,3)
228,5
Lucros (prejuízos) líquidos por ação
(0,72)
(2,31)
0,73
Produção líquida (boe/d)
152.428
152.650
149.118
Volume de vendas (boe/d)
143.225
180.086
155.027
Taxa de câmbio (COP$ / US$) 3
2.585,11
2.576,05
1.881,19
Média de ações em circulação -- básicas (milhões)
313,3
313,3
313,6
1 Os termos EBITDA ajustado e fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) refletem medidas não IFRS. Por favor, veja informes e reconciliações na MD&A.
2 Lucro líquido atribuído a detentores de participação acionária na empresa controladora.
3 Flutuações das taxas de câmbio COP/USD podem ter um impacto significativo no lucro líquido contábil da empresa, na forma de conversão de moeda estrangeira não realizada nos ativos e passivos financeiros da empresa e saldos de impostos diferidos que são denominados em COP.
4 A empresa usa o EBITDA ajustado de medida não IFRS, embora no passado tenha usado o termo EBITDA. Nosso cálculo dessa medida não mudou em relação aos trimestres anteriores, mas a terminologia mudou, devido a diretrizes fornecidas pela Comissão de Valores Mobiliários de Ontário (Ontario Securities Commission).
Produção
Sumário da produção líquida
2015
2014
2TRI
1TRI
2TRI
Petróleo e líquidos (bbl/d)
Colômbia
140.921
141.238
136.215
Peru
3.534
2.856
2.541
Total de petróleo e líquidos (bbl/d)
144.455
144.094
138.756
Gás natural (boe/d)1
Colômbia
7.973
8.556
10.362
Total de gás natural (boe/d)
7.973
8.556
10.362
Total da produção equivalente (boe/d)
152.428
152.650
149.118
1 Taxa de conversão de gás natural pelo padrão colombiano de 5,7 Mcf/bbl.
Mais informações sobre a produção adicional estão disponíveis na MD&A.
No segundo trimestre de 2015, a produção líquida da empresa, descontados os royalties, foi de 152.428 boe/d, um aumento de 2% sobre o segundo trimestre de 2014 e estável em comparação com o trimestre anterior. A produção líquida do Campo Rubiales tem sido relativamente estável, porque apenas níveis modestos de atividades de baixo custo foram empreendidas. A empresa continua a otimizar seus poços e instalações, para maximizar a produção, ao mesmo tempo em que minimiza os dispêndios de capital, em antecedência à aprovação da licença relativa aos usuários finais da água processada em Agrocascada. A produção líquida de petróleo leve e médio aumentou 14%, em comparação com o segundo trimestre de 2014 e permaneceu estável, em comparação com o primeiro trimestre de 2015, em 55.783 bbl/d. Com o aumento da produção dos campos de petróleo leve e médio, agora representando 37% do total da produção líquida da empresa no segundo trimestre, a dependência da produção no Campo Rubiales continua a diminuir, representando apenas 36% do total da produção líquida no segundo trimestre, em comparação com 43% no segundo trimestre de 2014.
Volumes de produção e vendas
Produção para total da reconciliação de vendas
2015
2014
2TRI
1TRI
2TRI
Produção líquida
Petróleo da Colômbia (bbl/d)
140.921
141.238
136.215
Gás da Colômbia (boe/d)
7.973
8.556
10.362
Petróleo do Peru (bbl/d)
3.534
2.856
2.541
Total da produção líquida (boe/d)
152.428
152.650
149.118
Volumes de vendas (boe/d)
Volumes de produção (boe/d)
152.428
152.650
149.118
Volumes de diluentes (bbl/d)
601
325
2.234
Volumes de petróleo para comercialização (bbl/d)
10.808
15.524
8.619
Overlift/Underlift
(10.792)
14.029
0
Giro de estoques e outros (bbl/d)
(9.820)
(2.442)
(4.944)
Total de volumes vendidos (boe/d)
143.225
180.086
155.027
Mais informações sobre a produção e volume de vendas estão disponíveis na MD&A.
A empresa produz e vende petróleo cru e gás natural. Ela também compra líquidos e petróleo cru de terceiros, para fins de comercialização, e destilados para mistura de diluentes com a produção de petróleo pesado, que estão incluídos nos "volumes vendidos" relatados. Os volumes de venda também são impactados pelo movimento relativo de estoques durante um período do relatório. As receitas e os custos são reconhecidos nos volumes respectivos vendidos durante o período.
Os volumes de produção no segundo trimestre de 2015 aumentaram para 152.428 boe/d, em comparação com os de 149.118 boe/d no mesmo período do ano anterior (um aumento de 2%), devido aos crescentes volumes nos campos produtivos. Os volumes de diluentes no trimestre aumentaram para 601 bbl/d, em comparação com 325 bbl/d no primeiro trimestre de 2015, e diminuíram em relação aos 2.234 bbl/d do mesmo período do ano anterior. Os volumes de diluentes caíram em 94% desde o primeiro trimestre de 2013, porque a empresa vem utilizando com sucesso a produção de petróleo leve e médio de aquisições anteriores e novas descobertas, além de ter acesso a novos acordos de suprimento de diluentes de menor custo. Os volumes de petróleo para comercialização no trimestre aumentaram para 10.808 bbl/d, em comparação com 8.619 bbl/d há um ano. O saldo dos estoques aumentou em consequência do acúmulo de 9.820 bbl/d no segundo trimestre, em comparação com um acúmulo de 4.944 bbl/d no mesmo período do ano passado.
O total de volumes vendidos, composto de volumes de produção disponíveis para venda, volumes de diluentes comprados, volumes de petróleo para comercialização e mudanças no saldo de estoques, caíram para 143.225 boe/d no atual trimestre, contra 180.086 boe/d no trimestre anterior (uma queda de 20%).
Netbacks operacionais e volumes de vendas
Volumes e netbacks de produção de petróleo e gás
2TRI 2015
1TRI 2015
2TRI 2014
Petróleo
Gás
Combinados
Petróleo
Gás
Combinados
Petróleo
Gás
Combinados
Volumes da produção vendidos (boe/d)1
124.416
8.001
132.417
155.967
8.595
164.562
136.108
10.300
146.408
Preço de venda de petróleo cru e gás natural ($/boe)
55,04
33,34
53,72
50,38
32,48
49,45
99,76
31,33
94,95
Custos de produção ($/boe)
9,33
2,23
8,90
8,55
3,23
8,28
16,71
3,17
15,75
Custos de transporte ($/boe)
13,73
0,85
12,95
11,75
0,82
11,18
14,99
0,02
13,93
Custos de diluentes ($/boe)
1,98
-
1,86
1,80
-
1,70
2,19
-
2,03
Subtotal de custos ($/boe)
25,04
3,08
23,71
22,10
4,05
21,16
33,89
3,19
31,71
Outros custos ($/boe)2
1,26
2,12
1,31
1,46
1,33
1,45
1,34
2,55
1,43
Custos de overlift / underlift ($/boe)
(4,20)
0,10
(3,94)
4,34
(0,08)
4,11
(1,01)
(0,15)
(0,95)
Total dos custos ($/boe)
22,10
5,30
21,08
27,90
5,30
26,72
34,22
5,59
32,19
Netback operacional ($/boe)
32,94
28,04
32,64
22,48
27,18
22,73
65,54
25,74
62,76
1 Volumes da produção vendidos excluem os volumes de petróleo para comercialização e incluem volumes de diluentes vendidos.
2 Inclui royalties pagos em dinheiro.
Mais informações sobre custos e netbacks estão disponíveis na MD&A.
O total dos custos operacionais caiu de $ 26,72/boe no primeiro trimestre de 2015 para uma média de $ 21,08/boe no trimestre em pauta. Os custos operacionais, incluindo produção, transporte e custos de diluição, aumentaram para $ 23,71/boe no trimestre, em comparação com $ 21,16/boe no primeiro trimestre de 2015. O maior custo unitário no trimestre é resultante dos menores volumes de venda, em comparação com o trimestre anterior. Além disso, durante esse período, houve uma interrupção do oleoduto Bicentenario por 44 dias e, para se desfazer dos volumes deslocados, a empresa negociou recursos operacionais com sistemas de oleodutos diferentes, bem como vendas para entrega imediata no mercado doméstico. Esse aumento foi aliviado por uma redução em outros custos e uma reversão do overlift/underlift.
A empresa também relata separadamente o netback em petróleo cru para comercialização, que foi de $ 2,66/bbl no semestre em pauta, em comparação com $ 0,52/bbl no mesmo período do ano anterior. Mais informações sobre petróleo para comercialização estão disponíveis na MD&A.
Informe sobre a exploração
No segundo trimestre de 2015, a empresa perfurou -- ou foi parceira em perfuração de -- um poço de exploração e dois poços de avaliação no Brasil, Colômbia e Peru. Em todos os poços foram encontrados hidrocarbonetos em escala econômica, representando uma taxa geral de sucesso de 100% no período e de 86% no acumulado do ano. Uma nova descoberta na Bacia de Santos, no Brasil, ocorreu no poço de exploração Echidna-1, perfurado pela Karoon Petróleo e Gás Ltda, a operadora do bloco. Os dois poços de avaliação foram perfurados nos Llanos Profundos, na Colômbia, e na Bacia de Ucayali, no Peru. A produção bruta acumulada do Avispa-3ST e do Los Angeles 2CD é de 363.782 barris e 17.668 barris, respectivamente (356.506 barris e 5.300 barris líquidos).
Informações da teleconferência sobre o segundo trimestre de 2015
A empresa programou uma teleconferência para investidores e analistas para quinta-feira, 13 de agosto de 2015, às 8h (horário de Bogotá), 9h (horário de Toronto), para discutir os resultados do segundo trimestre de 2015. Entre os participantes estarão o CEO da empresa, Ronald Pantin, o presidente José Francisco Arata e membros selecionados da alta administração da empresa.
A teleconferência ao vivo será conduzida em inglês com tradução simultânea para espanhol. A empresa vai postar uma apresentação em seu website antes da teleconferência, que poderá ser acessada em http://www.pacificrubiales.com.
Analistas e investidores interessados são convidados a participar, usando os números de telefone abaixo:
Número para o participante (internacional/local):
(647) 427-7450
Número para o participante (chamada grátis na Colômbia):
01-800-518-0661
Número para o participante (chamada grátis na América do Norte):
(888) 231-8191
ID da conferência (em inglês):
87641202
ID da conferência (em espanhol):
87664706
Webcast: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html
Retransmissões da conferência serão disponibilizadas até às 22h59 (horário de Bogotá) ou 23h59 (horário de Toronto) de quinta-feira, 27 de agosto de 2015 e poderão ser acessadas pelos números telefônicos abaixo:
Chamada grátis para retransmissão:
1-855-859-2056
Chamada local para retransmissão:
(416)-849-0833
ID da retransmissão (em inglês):
87641202
ID da retransmissão (em espanhol):
87664706
Sobre a Pacific Rubiales
A Pacific Rubiales é uma empresa de capital aberto, sediada no Canadá, que explora e produz gás natural e petróleo cru, com operações focadas na América Latina. A empresa tem um portfólio diversificado de ativos, com participações em aproximadamente 90 blocos de exploração e produção em sete países: Colômbia, Peru, Guatemala, Brasil, Guiana, Papua Nova Guiné e Belize. A estratégia da empresa é focada no crescimento sustentável da produção e das reservas, bem como na geração de receitas. A Pacific Rubiales assumiu o compromisso de conduzir seus negócios com segurança e de maneira responsável sob os aspectos sociais e ambientais.
As ações ordinárias da empresa são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange) e na Bolsa de Valores da Colômbia, sob os símbolos PRE e PREC, respectivamente.
Informes
Notas de advertência em relação a Declarações Prospectivas
Este comunicado à imprensa contém declarações prospectivas. Todas as declarações, que não as declarações de fatos históricos que tratam de atividades, eventos ou desenvolvimentos, que a empresa acredita, espera ou prevê que irão ou que poderão ocorrer no futuro (incluindo, sem limitação, declarações sobre estimativas e/ou suposições em relação à produção, receitas, fluxo de caixa e custos, estimativas de reservas e recursos, recursos e reservas potenciais e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da empresa), são declarações prospectivas. Estas declarações prospectivas refletem as expectativas ou convicções atuais da empresa, com base nas informações atualmente disponíveis à empresa. Declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da empresa sejam consideravelmente diferentes dos discutidos nas declarações prospectivas e, até mesmo, caso tais resultados reais se concretizem ou se concretizem substancialmente, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências ou efeitos esperados sobre a empresa. Fatores que podem fazer com que os resultados ou eventos reais sejam consideravelmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza sobre as estimativas de custos de capital e custos operacionais, estimativas de produção e retorno econômico estimado; a possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e das suposições; falhas no estabelecimento das estimativas dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e nas taxas de câmbio; inflação; mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Guatemala, Peru, Brasil, Papua Nova Guiné, Guiana e México; alterações nos regulamentos que afetem as atividades da empresa; incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessário no futuro; as incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos; e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no formulário de informações anuais da empresa, datadas de 18 de março de 2015, arquivadas na SEDAR no endereço http://www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é válida na data em que é feita e, exceto pelo que pode ser requerido pela legislação de valores mobiliários aplicável, a empresa não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou por qualquer outro motivo. Embora a empresa acredite que as suposições inerentes às declarações prospectivas sejam razoáveis, declarações prospectivas não são garantias de desempenho futuro e, consequentemente, confiança indevida não deve ser depositada em tais declarações, devido à incerteza que nelas possa estar contida.
Além disso, os níveis de produção relatados podem não refletir as taxas de produção sustentável e as futuras taxas de produção podem diferir substancialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado à imprensa, devido a, entre outros fatores, dificuldades ou interrupções encontradas na produção de hidrocarbonetos.
As estimativas de recuperação e de reservas de petróleo cru e de reservas de gás natural informadas neste comunicado à imprensa, obtidas de relatórios independentes das reservas, são estimativas apenas e não há garantia de que as reservas estimadas serão recuperadas. As reservas reais de petróleo cru e de gás natural podem, mais à frente, ser maior ou menor do que as previstas nas estimativas.
Os valores estimados, divulgados neste comunicado à imprensa, não representam o valor justo de mercado. As estimativas de reservas e futuras receitas líquidas para propriedades individuais podem não refletir o mesmo nível de confiança como as estimativas das reservas e futuras receitas líquidas de todas as propriedades, devido aos efeitos da agregação.
Conversão do Boe
O termo "boe" é usado neste comunicado à imprensa. A medida Boe (barril de óleo equivalente) pode induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. Uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf: 1 bbl (barril) é baseada em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço.
As reservas de gás natural da empresa se situam nos blocos La Creciente, Guama e outros blocos na Colômbia, bem como no campo Piedra Redonda no Bloco Z-1, no Peru. Para todas as reservas de gás natural na Colômbia, a medida boe tem sido expressa usando-se o padrão de conversão colombiano de 5,7 Mcf: 1 bbl, requerido pelo Ministério das Minas e Energia da Colômbia. E para todas as reservas de gás natural no Peru, a medida boe tem sido expressa usando-se o padrão de conversão peruano de 5,626 Mcf: 1 bbl, requerido pela Perupetro S.A. Se um padrão de conversão de 6,0 Mcf: 1 bbl fosse usado para todas as reservas de gás natural da empresa, isso resultaria em uma redução das reservas líquidas P1 e 2P da empresa de aproximadamente 4,9 e 6,9 MMboe respectivamente.
Definições
Bcf
Bilhões de pés cúbicos.
Bcfe
Bilhões de pés cúbicos de equivalentes de gás natural.
bbl
Barris de petróleo.
bbl/d
Barris de petróleo por dia.
boe
Barril equivalente de petróleo. A media Boe pode induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. O padrão colombiano é uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf:1 bbl e é baseado em um método de conversão de equivalência de energia, aplicável principalmente na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço.
boe/d
Barris equivalente de petróleo por dia.
Mbbl
Milhares de barris.
Mboe
Milhares de barris equivalentes de petróleo.
MMbbl
Milhões de barris.
MMboe
Milhões de barris equivalentes de petróleo.
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 bilhão de m3 de gás natural.
Produção líquida
Produção da participação acionária da empresa depois da dedução de royalties.
Produção total do campo
100% do total da produção do campo antes de contabilizar deduções de participação acionária e royalties.
Produção bruta
Produção da participação acionária da empresa antes da dedução de royalties.
WTI
Índice de preços de petróleo intermediário do Texas.
Tradução
Este comunicado à imprensa foi preparado no idioma inglês e, subsequentemente, traduzido para espanhol. No caso de haver qualquer diferença entre a versão em inglês e as versões traduzidas, o documento em inglês deve ser tratado como a versão válida.
Frederick Kozak, vice-presidente corporativo para Relações com Investidores, +57 (1) 511-7992 e +1 (403) 606-3165; Roberto Puente, gerente sênior de Relações com Investidores, +57 (1) 511-2298; Richard Oyelowo, gerente de Relações com Investidores, +1 (416) 362-7735; CONTATO COM A IMPRENSA: Peter Volk, vice-presidente de Comunicações para a América do Norte, +1 (416) 362-7735.
To view the original version on PR Newswire, visit:http://www.prnewswire.com/news-releases/pacific-rubiales-anuncia-resultados-do-segundo-trimestre-de-2015-total-de-custos-operacionais-reduzido-em-21-em-relacao-ao-trimestre-anterior-300128802.html
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
O CEO da empresa, Ronald Pantin, declarou:
"No segundo trimestre de 2015, os preços internacionais do petróleo continuaram a criar dificuldades para o setor. Entretanto, como você pode ver em nossos resultados, nós, na Pacific Rubiales, temos sido muito bem-sucedidos na execução da estratégia da empresa, obtendo resultados competitivos nesse ambiente difícil".
"Através da combinação da redução sustentável de custos, investimento focado e manutenção dos níveis de produção, a empresa está se adaptando ao ambiente de baixo preço do petróleo. Adotamos medidas financeiras prudentes e a empresa iniciou uma estratégia de gestão do passivo, o que irá preparar a empresa para qualquer desafio previsível à frente".
"Em consonância com os resultados do primeiro trimestre, tenho o prazer de anunciar que os planos que executamos no final de 2014 e no início de 2015, para alinhar as operações da empresa com o ambiente de baixos preços do petróleo, continuam a produzir resultados. Você verá nos resultados do segundo trimestre que a empresa tem mantido seu esforço para reduzir despesas gerais e administrativas (G&A) e custos operacionais de caixa. Embora essas reduções não compensem inteiramente as quedas significativas dos preços de petróleo desde o final de 2014, elas estabelecem a base sobre a qual poderemos desenvolver rentabilidade para a empresa no restante de 2015 e além deste ano, dentro de cenários previsíveis de preços do petróleo".
"A empresa está bem avançada em sua estratégia de gestão do passivo. Esperamos fechar a venda de nossa participação acionária restante na Pacific Midstream durante o terceiro trimestre, o que trará um impacto significativo em nossos resultados financeiros e na liquidez. Também estamos dando continuidade ao nosso processo de venda estratégica de ativos não essenciais ? especificamente, a venda de nossa participação acionária na Pacific Infrastructure (Puerto Bahía) e, a longo prazo, a delegação de parte de nosso portfólio de exploração. Ao nos focarmos em ativos de alto valor, poderemos otimizar o uso de nossos recursos".
"No que se refere à produção no segundo trimestre de 2015, conseguimos volumes em nossos ativos na Colômbia e Peru de 152.428 boe/d. A produção se mantém em sincronia com nossos planos internos e acima do índice de encerramento de 2014, de aproximadamente 150.000 boe/d".
"A empresa continua a focar em seu portfólio de produção nos ativos de petróleo leve e médio. As descobertas de exploração, feitas em 2014 nos contrafortes colombianos, continuam a garantir crescimento de produção a curto prazo. Além disso, foi confirmado o potencial da descoberta de Kangaroo na plataforma continental do Brasil e anunciada uma segunda descoberta de petróleo, potencialmente similar, nas proximidades do prospecto Echidna. A atividade modesta de exploração em 2015 identificou, até agora, outros prospectos de petróleo leve, similares aos das descobertas já feitas e, mais importante que isso, nosso programa está avaliando novas localidades de perfuração de desenvolvimento de petróleo leve, que deverão permitir que o crescimento da produção continue bem em 2016".
"No segundo trimestre de 2015, obtivemos receitas de $ 703 milhões e geramos $ 307 milhões em EBITDA ajustado e $ 168 milhões em fluxo de fundos de operações. Nosso netback operacional no trimestre foi de $ 32,64/boe, graças à redução de custos totais e ao fortalecimento de preços realizados".
"Continuamos a racionalizar nossas operações e conseguimos maiores reduções de custos durante o trimestre, com custos operacionais básicos de $ 23,71/boe e custos operacionais totais (incluindo custos de overlift e outros custos) de $ 21,08/boe, comparados com $ 21,16/boe e $ 26,72/boe, respectivamente, no primeiro trimestre de 2015. Maior economia de custos ainda será possível em 2015, devido à restruturação dos processos de trabalho e ao impacto do enfraquecimento do peso colombiano".
"Como você sabe, durante o segundo trimestre, a Pacific Rubiales recebeu uma oferta, feita pelas empresas ALFA, S.A.B. de C.V. e Harbour Energy Ltd., de aquisição de todas as ações ordinárias em circulação da empresa. A pedido da ALFA e da Harbour Energy, a oferta foi retirada, mais tarde, terminando todas as obrigações da empresa para com a ALFA e a Harbour Energy, incluindo qualquer taxa de rescisão/ruptura ou reembolso de despesas. Durante esse processo, mantivemos nosso foco de longo prazo nos princípios da empresa e na distribuição de valor a todos os nossos acionistas".
"Conforme avançamos nesse ano desafiador, está claro que prever uma diretriz precisa para os preços do petróleo é difícil. Em vez disso, devemos nos focar na atualização de nossa perspectiva operacional para 2015: esperamos uma produção média no ano de 150 a 156 Mboe/d, representando um crescimento de 1% a 5% sobre os níveis de produção de 2014; os preços realizados deverão ser aproximadamente iguais ao preço de referência WTI; os custos operacionais deverão continuar a refletir as reduções conseguidas pela empresa e ficar na média de $ 24 a $26/boe, com custos G&A de $ 200 milhões, custos de financiamento de $ 270 milhões e encargos tributários de $ 100 milhões. Em consonância com nossos objetivos, os dispêndios de capital e o fluxo de caixa devem ser equilibrados no ano, conforme preservamos o caixa e nosso balanço patrimonial".
"Em resumo, enquanto mantemos o foco nos níveis de produção e na atividade necessária de exploração, nossa estratégia financeira e de capital permanece focada na manutenção de um balanço patrimonial saudável por: (1) manter os custos operacionais e as despesas G&A reduzidos; (2) reduzir os dispêndios de capital para se equivalerem ao fluxo de caixa nesse ambiente prevalecente dos preços do petróleo; (3) alocar capital para os projetos mais substanciais e de retorno mais alto; (4) manter a liquidez; (5) resguardar volumes adequados de nossa produção; e (6) implementar iniciativas estratégicas de gestão do passivo. Todas essas medidas têm o objetivo de assegurar fundos para futuro crescimento e de gerar fortes retornos a nossos acionistas".
"Os tempos são difíceis para o setor petrolífero em todo o mundo, mas estamos certos de que a empresa pode sobreviver à crise e continuar a ir em frente com um uso criterioso de seus recursos e uso eficiente de sua expertise técnica. Estamos preparados para o longo prazo, bem como para aproveitar as oportunidades que se apresentarem e vencer quaisquer dificuldades que possam surgir".
Destaques operacionais:
A produção líquida no trimestre, já descontados os royalties, foi de 152.428 boe/d, o que representou um aumento de 2% sobre a média da produção líquida, já descontados os royalties de 149.118 boe/d, relatada no mesmo período de 2014, e permaneceu estável, em comparação com o trimestre anterior.
A produção líquida do Campo Rubiales permaneceu relativamente estável, com apenas níveis modestos de atividades de baixo custo sendo empreendidas.
A produção líquida, já descontados os royalties, no Campo Quifa SW aumentou para 29.906 bbl/d, durante o segundo trimestre de 2015, sendo 33% mais alta do que a do mesmo período de 2014, devido em parte à associação de poços de produção adicionais e ao impacto dos baixos preços do petróleo sobre o royalty de alto preço.
A produção líquida de petróleo leve e médio aumentou 14%, em comparação com o mesmo período de 2014, e permaneceu estável, em comparação com o primeiro trimestre de 2015, a 55.783 bbl/d.
A produção de petróleo leve e médio representa 37% do total da produção líquida de petróleo e gás, enquanto a produção do Campo Rubiales representou 36% do total da produção líquida no trimestre, menor que os 43% do mesmo período de 2014.
Destaques financeiros:
As receitas caíram no segundo trimestre de 2015 para $ 703 milhões, de $ 800 milhões no primeiro trimestre de 2015. A queda em relação ao primeiro trimestre de 2015 foi resultante da venda de menores volumes, contrabalançada por um aumento no preço médio de vendas combinado.
As vendas médias de petróleo e gás (incluindo comercialização) no segundo trimestre de 2015 foram de 143.225 boe/d, um decréscimo de 8% sobre o mesmo período de 2014.
O netback operacional combinado de petróleo e gás no segundo trimestre de 2015 foi de $ 32,64/boe, 44% mais alto do que o de $ 22,73/boe no primeiro trimestre de 2015. O aumento é atribuído à redução no total dos custos operacionais, bem como ao impacto dos preços realizados mais altos.
O preço médio realizado no trimestre foi de $ 53,72/boe, em comparação com $ 49,45/boe no primeiro trimestre de 2015.
As despesas G&A foram reduzidas para $ 51,1 milhões no segundo trimestre de 2015, em comparação com $ 54,9 milhões no primeiro trimestre de 2015 e com $ 90,1 milhões no mesmo período do ano passado.
O EBITDA ajustado para o segundo trimestre de 2015 foi de $ 307,3 milhões, um aumento de 14% em relação ao trimestre anterior. O Fluxo de Fundos de operações aumentou de $ 156,9 milhões no trimestre anterior para $ 168,5 milhões no segundo trimestre de 2015.
O prejuízo líquido no segundo trimestre de 2015 foi de $ 226,4 milhões, refletindo o impacto significativo das quedas dos preços do petróleo cru. Outros itens não monetários, que afetaram os lucros, incluíram exaustão, depreciação e amortização ("DD&A" -- depletion, depreciation and amortization), despesas de gestão de riscos e prejuízos com câmbio não realizado. O total de dispêndios de capital caiu para $ 185,0 milhões no segundo trimestre de 2015, em comparação com $ 226,0 milhões no primeiro trimestre de 2015 e $ 510,2 milhões no segundo trimestre de 2014.
Em 3 de março de 2015, a empresa fez um acordo com o consórcio de credores para aditar sua Linha de Crédito Rotativo. Segundo os termos do aditamento da Linha de Crédito Rotativo, a relação de alavancagem consolidada e permitida da empresa (dívida para o EBITDA) aumentou de 3,5:1,0 para 4,5:1,0, com base em uma média rotativa de quatro trimestres. Os dois outros contratos financeiros não foram aditados, sendo: (1) manter um coeficiente de cobertura de juros maior que 2,5; e (2) um patrimônio líquido maior que $ 1 bilhão, calculado como o total do ativo menos o total do passivo, sem contar os das subsidiárias excluídas, ou seja, a Pacific Midstream Ltd. e a Pacific Infrastructure Ventures Inc. Os aditamentos foram apoiados por 100% do consórcio dos credores, que é composto por 25 bancos internacionais e locais. Aditamentos similares foram feitos em outras linhas de crédito bilaterais da empresa com (i) Bank of America, N.A.; (ii) Banco Latinoamericano de Comercio Exterior, S.A.; (iii) HSBC Bank USA, N.A.; e (iv) Sumitomo Mitsui Banking Corporation. A empresa cumpriu todos os contratos no segundo trimestre, incluindo: (1) coeficiente de cobertura de juros de 5,45; (2) coeficiente dívida pelo EBITDA ajustado de 3,45; e (3) patrimônio líquido de $ 1,115 bilhão.
Outros destaques:
A empresa recebeu $ 150 milhões no trimestre, como um pré-pagamento parcial, de acordo com um contrato de venda a termo de petróleo cru, para a entrega de seis milhões de barris de petróleo cru em um período de seis meses, a partir de outubro de 2015. Os preços finais dos volumes entregues serão determinados com base nos preços de referência no momento da entrega.
A empresa firmou um contrato de compra de contas a receber sem compromisso, para uma quantia máxima de $ 110 milhões, que fornece possível liquidez à empresa. O desconto a ser aplicado nas contas a receber varia entre a LIBOR + 0,8% e a LIBOR + 1.4%. Até 12 de agosto de 2015, a empresa não havia usado essa linha de crédito.
Três poços de exploração (incluindo poços estratigráficos e de avaliação) foram perfurados no trimestre e o resultado foi uma descoberta e a confirmação de duas outras descobertas anteriores, com 100% de sucesso. Os sucessos de exploração, localizados principalmente nos Llanos Centrais e Profundos da Colômbia, adicionaram aproximadamente 9.120 bbl/d na produção bruta de petróleo leve nos últimos seis meses. A nova descoberta foi no Brasil, onde foi confirmada, no poço Echidna-1, a presença de acumulações de hidrocarbonetos na estrutura do flanco de sal.
Resultados financeiros
Sumário financeiro
2015
2014
2TRI
1TRI
2TRI
Receitas de vendas de petróleo e gás ($ milhões)
702,7
799,8
1.344,7
EBITDA ajustado ($ milhões)1, 4
307,3
269,6
721,6
Margem do EBITDA ajustado (EBITDA ajustado/receitas)
44%
34%
54%
EBITDA ajustado por ação 1, 4
0,98
0,86
2,30
Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) ($ milhões)1
168,5
156,9
531,7
Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) por ação 1
0,54
0,50
1,70
Lucros (prejuízos) líquidos de operações antes de perda de valor
(101,9)
(138,9)
337,5
Lucros (prejuízos) líquidos ($ milhões) 2
(226,4)
(722,3)
228,5
Lucros (prejuízos) líquidos por ação
(0,72)
(2,31)
0,73
Produção líquida (boe/d)
152.428
152.650
149.118
Volume de vendas (boe/d)
143.225
180.086
155.027
Taxa de câmbio (COP$ / US$) 3
2.585,11
2.576,05
1.881,19
Média de ações em circulação -- básicas (milhões)
313,3
313,3
313,6
1 Os termos EBITDA ajustado e fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) refletem medidas não IFRS. Por favor, veja informes e reconciliações na MD&A.
2 Lucro líquido atribuído a detentores de participação acionária na empresa controladora.
3 Flutuações das taxas de câmbio COP/USD podem ter um impacto significativo no lucro líquido contábil da empresa, na forma de conversão de moeda estrangeira não realizada nos ativos e passivos financeiros da empresa e saldos de impostos diferidos que são denominados em COP.
4 A empresa usa o EBITDA ajustado de medida não IFRS, embora no passado tenha usado o termo EBITDA. Nosso cálculo dessa medida não mudou em relação aos trimestres anteriores, mas a terminologia mudou, devido a diretrizes fornecidas pela Comissão de Valores Mobiliários de Ontário (Ontario Securities Commission).
Produção
Sumário da produção líquida
2015
2014
2TRI
1TRI
2TRI
Petróleo e líquidos (bbl/d)
Colômbia
140.921
141.238
136.215
Peru
3.534
2.856
2.541
Total de petróleo e líquidos (bbl/d)
144.455
144.094
138.756
Gás natural (boe/d)1
Colômbia
7.973
8.556
10.362
Total de gás natural (boe/d)
7.973
8.556
10.362
Total da produção equivalente (boe/d)
152.428
152.650
149.118
1 Taxa de conversão de gás natural pelo padrão colombiano de 5,7 Mcf/bbl.
Mais informações sobre a produção adicional estão disponíveis na MD&A.
No segundo trimestre de 2015, a produção líquida da empresa, descontados os royalties, foi de 152.428 boe/d, um aumento de 2% sobre o segundo trimestre de 2014 e estável em comparação com o trimestre anterior. A produção líquida do Campo Rubiales tem sido relativamente estável, porque apenas níveis modestos de atividades de baixo custo foram empreendidas. A empresa continua a otimizar seus poços e instalações, para maximizar a produção, ao mesmo tempo em que minimiza os dispêndios de capital, em antecedência à aprovação da licença relativa aos usuários finais da água processada em Agrocascada. A produção líquida de petróleo leve e médio aumentou 14%, em comparação com o segundo trimestre de 2014 e permaneceu estável, em comparação com o primeiro trimestre de 2015, em 55.783 bbl/d. Com o aumento da produção dos campos de petróleo leve e médio, agora representando 37% do total da produção líquida da empresa no segundo trimestre, a dependência da produção no Campo Rubiales continua a diminuir, representando apenas 36% do total da produção líquida no segundo trimestre, em comparação com 43% no segundo trimestre de 2014.
Volumes de produção e vendas
Produção para total da reconciliação de vendas
2015
2014
2TRI
1TRI
2TRI
Produção líquida
Petróleo da Colômbia (bbl/d)
140.921
141.238
136.215
Gás da Colômbia (boe/d)
7.973
8.556
10.362
Petróleo do Peru (bbl/d)
3.534
2.856
2.541
Total da produção líquida (boe/d)
152.428
152.650
149.118
Volumes de vendas (boe/d)
Volumes de produção (boe/d)
152.428
152.650
149.118
Volumes de diluentes (bbl/d)
601
325
2.234
Volumes de petróleo para comercialização (bbl/d)
10.808
15.524
8.619
Overlift/Underlift
(10.792)
14.029
0
Giro de estoques e outros (bbl/d)
(9.820)
(2.442)
(4.944)
Total de volumes vendidos (boe/d)
143.225
180.086
155.027
Mais informações sobre a produção e volume de vendas estão disponíveis na MD&A.
A empresa produz e vende petróleo cru e gás natural. Ela também compra líquidos e petróleo cru de terceiros, para fins de comercialização, e destilados para mistura de diluentes com a produção de petróleo pesado, que estão incluídos nos "volumes vendidos" relatados. Os volumes de venda também são impactados pelo movimento relativo de estoques durante um período do relatório. As receitas e os custos são reconhecidos nos volumes respectivos vendidos durante o período.
Os volumes de produção no segundo trimestre de 2015 aumentaram para 152.428 boe/d, em comparação com os de 149.118 boe/d no mesmo período do ano anterior (um aumento de 2%), devido aos crescentes volumes nos campos produtivos. Os volumes de diluentes no trimestre aumentaram para 601 bbl/d, em comparação com 325 bbl/d no primeiro trimestre de 2015, e diminuíram em relação aos 2.234 bbl/d do mesmo período do ano anterior. Os volumes de diluentes caíram em 94% desde o primeiro trimestre de 2013, porque a empresa vem utilizando com sucesso a produção de petróleo leve e médio de aquisições anteriores e novas descobertas, além de ter acesso a novos acordos de suprimento de diluentes de menor custo. Os volumes de petróleo para comercialização no trimestre aumentaram para 10.808 bbl/d, em comparação com 8.619 bbl/d há um ano. O saldo dos estoques aumentou em consequência do acúmulo de 9.820 bbl/d no segundo trimestre, em comparação com um acúmulo de 4.944 bbl/d no mesmo período do ano passado.
O total de volumes vendidos, composto de volumes de produção disponíveis para venda, volumes de diluentes comprados, volumes de petróleo para comercialização e mudanças no saldo de estoques, caíram para 143.225 boe/d no atual trimestre, contra 180.086 boe/d no trimestre anterior (uma queda de 20%).
Netbacks operacionais e volumes de vendas
Volumes e netbacks de produção de petróleo e gás
2TRI 2015
1TRI 2015
2TRI 2014
Petróleo
Gás
Combinados
Petróleo
Gás
Combinados
Petróleo
Gás
Combinados
Volumes da produção vendidos (boe/d)1
124.416
8.001
132.417
155.967
8.595
164.562
136.108
10.300
146.408
Preço de venda de petróleo cru e gás natural ($/boe)
55,04
33,34
53,72
50,38
32,48
49,45
99,76
31,33
94,95
Custos de produção ($/boe)
9,33
2,23
8,90
8,55
3,23
8,28
16,71
3,17
15,75
Custos de transporte ($/boe)
13,73
0,85
12,95
11,75
0,82
11,18
14,99
0,02
13,93
Custos de diluentes ($/boe)
1,98
-
1,86
1,80
-
1,70
2,19
-
2,03
Subtotal de custos ($/boe)
25,04
3,08
23,71
22,10
4,05
21,16
33,89
3,19
31,71
Outros custos ($/boe)2
1,26
2,12
1,31
1,46
1,33
1,45
1,34
2,55
1,43
Custos de overlift / underlift ($/boe)
(4,20)
0,10
(3,94)
4,34
(0,08)
4,11
(1,01)
(0,15)
(0,95)
Total dos custos ($/boe)
22,10
5,30
21,08
27,90
5,30
26,72
34,22
5,59
32,19
Netback operacional ($/boe)
32,94
28,04
32,64
22,48
27,18
22,73
65,54
25,74
62,76
1 Volumes da produção vendidos excluem os volumes de petróleo para comercialização e incluem volumes de diluentes vendidos.
2 Inclui royalties pagos em dinheiro.
Mais informações sobre custos e netbacks estão disponíveis na MD&A.
O total dos custos operacionais caiu de $ 26,72/boe no primeiro trimestre de 2015 para uma média de $ 21,08/boe no trimestre em pauta. Os custos operacionais, incluindo produção, transporte e custos de diluição, aumentaram para $ 23,71/boe no trimestre, em comparação com $ 21,16/boe no primeiro trimestre de 2015. O maior custo unitário no trimestre é resultante dos menores volumes de venda, em comparação com o trimestre anterior. Além disso, durante esse período, houve uma interrupção do oleoduto Bicentenario por 44 dias e, para se desfazer dos volumes deslocados, a empresa negociou recursos operacionais com sistemas de oleodutos diferentes, bem como vendas para entrega imediata no mercado doméstico. Esse aumento foi aliviado por uma redução em outros custos e uma reversão do overlift/underlift.
A empresa também relata separadamente o netback em petróleo cru para comercialização, que foi de $ 2,66/bbl no semestre em pauta, em comparação com $ 0,52/bbl no mesmo período do ano anterior. Mais informações sobre petróleo para comercialização estão disponíveis na MD&A.
Informe sobre a exploração
No segundo trimestre de 2015, a empresa perfurou -- ou foi parceira em perfuração de -- um poço de exploração e dois poços de avaliação no Brasil, Colômbia e Peru. Em todos os poços foram encontrados hidrocarbonetos em escala econômica, representando uma taxa geral de sucesso de 100% no período e de 86% no acumulado do ano. Uma nova descoberta na Bacia de Santos, no Brasil, ocorreu no poço de exploração Echidna-1, perfurado pela Karoon Petróleo e Gás Ltda, a operadora do bloco. Os dois poços de avaliação foram perfurados nos Llanos Profundos, na Colômbia, e na Bacia de Ucayali, no Peru. A produção bruta acumulada do Avispa-3ST e do Los Angeles 2CD é de 363.782 barris e 17.668 barris, respectivamente (356.506 barris e 5.300 barris líquidos).
Informações da teleconferência sobre o segundo trimestre de 2015
A empresa programou uma teleconferência para investidores e analistas para quinta-feira, 13 de agosto de 2015, às 8h (horário de Bogotá), 9h (horário de Toronto), para discutir os resultados do segundo trimestre de 2015. Entre os participantes estarão o CEO da empresa, Ronald Pantin, o presidente José Francisco Arata e membros selecionados da alta administração da empresa.
A teleconferência ao vivo será conduzida em inglês com tradução simultânea para espanhol. A empresa vai postar uma apresentação em seu website antes da teleconferência, que poderá ser acessada em http://www.pacificrubiales.com.
Analistas e investidores interessados são convidados a participar, usando os números de telefone abaixo:
Número para o participante (internacional/local):
(647) 427-7450
Número para o participante (chamada grátis na Colômbia):
01-800-518-0661
Número para o participante (chamada grátis na América do Norte):
(888) 231-8191
ID da conferência (em inglês):
87641202
ID da conferência (em espanhol):
87664706
Webcast: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html
Retransmissões da conferência serão disponibilizadas até às 22h59 (horário de Bogotá) ou 23h59 (horário de Toronto) de quinta-feira, 27 de agosto de 2015 e poderão ser acessadas pelos números telefônicos abaixo:
Chamada grátis para retransmissão:
1-855-859-2056
Chamada local para retransmissão:
(416)-849-0833
ID da retransmissão (em inglês):
87641202
ID da retransmissão (em espanhol):
87664706
Sobre a Pacific Rubiales
A Pacific Rubiales é uma empresa de capital aberto, sediada no Canadá, que explora e produz gás natural e petróleo cru, com operações focadas na América Latina. A empresa tem um portfólio diversificado de ativos, com participações em aproximadamente 90 blocos de exploração e produção em sete países: Colômbia, Peru, Guatemala, Brasil, Guiana, Papua Nova Guiné e Belize. A estratégia da empresa é focada no crescimento sustentável da produção e das reservas, bem como na geração de receitas. A Pacific Rubiales assumiu o compromisso de conduzir seus negócios com segurança e de maneira responsável sob os aspectos sociais e ambientais.
As ações ordinárias da empresa são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange) e na Bolsa de Valores da Colômbia, sob os símbolos PRE e PREC, respectivamente.
Informes
Notas de advertência em relação a Declarações Prospectivas
Este comunicado à imprensa contém declarações prospectivas. Todas as declarações, que não as declarações de fatos históricos que tratam de atividades, eventos ou desenvolvimentos, que a empresa acredita, espera ou prevê que irão ou que poderão ocorrer no futuro (incluindo, sem limitação, declarações sobre estimativas e/ou suposições em relação à produção, receitas, fluxo de caixa e custos, estimativas de reservas e recursos, recursos e reservas potenciais e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da empresa), são declarações prospectivas. Estas declarações prospectivas refletem as expectativas ou convicções atuais da empresa, com base nas informações atualmente disponíveis à empresa. Declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da empresa sejam consideravelmente diferentes dos discutidos nas declarações prospectivas e, até mesmo, caso tais resultados reais se concretizem ou se concretizem substancialmente, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências ou efeitos esperados sobre a empresa. Fatores que podem fazer com que os resultados ou eventos reais sejam consideravelmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza sobre as estimativas de custos de capital e custos operacionais, estimativas de produção e retorno econômico estimado; a possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e das suposições; falhas no estabelecimento das estimativas dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e nas taxas de câmbio; inflação; mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Guatemala, Peru, Brasil, Papua Nova Guiné, Guiana e México; alterações nos regulamentos que afetem as atividades da empresa; incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessário no futuro; as incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos; e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no formulário de informações anuais da empresa, datadas de 18 de março de 2015, arquivadas na SEDAR no endereço http://www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é válida na data em que é feita e, exceto pelo que pode ser requerido pela legislação de valores mobiliários aplicável, a empresa não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou por qualquer outro motivo. Embora a empresa acredite que as suposições inerentes às declarações prospectivas sejam razoáveis, declarações prospectivas não são garantias de desempenho futuro e, consequentemente, confiança indevida não deve ser depositada em tais declarações, devido à incerteza que nelas possa estar contida.
Além disso, os níveis de produção relatados podem não refletir as taxas de produção sustentável e as futuras taxas de produção podem diferir substancialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado à imprensa, devido a, entre outros fatores, dificuldades ou interrupções encontradas na produção de hidrocarbonetos.
As estimativas de recuperação e de reservas de petróleo cru e de reservas de gás natural informadas neste comunicado à imprensa, obtidas de relatórios independentes das reservas, são estimativas apenas e não há garantia de que as reservas estimadas serão recuperadas. As reservas reais de petróleo cru e de gás natural podem, mais à frente, ser maior ou menor do que as previstas nas estimativas.
Os valores estimados, divulgados neste comunicado à imprensa, não representam o valor justo de mercado. As estimativas de reservas e futuras receitas líquidas para propriedades individuais podem não refletir o mesmo nível de confiança como as estimativas das reservas e futuras receitas líquidas de todas as propriedades, devido aos efeitos da agregação.
Conversão do Boe
O termo "boe" é usado neste comunicado à imprensa. A medida Boe (barril de óleo equivalente) pode induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. Uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf: 1 bbl (barril) é baseada em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço.
As reservas de gás natural da empresa se situam nos blocos La Creciente, Guama e outros blocos na Colômbia, bem como no campo Piedra Redonda no Bloco Z-1, no Peru. Para todas as reservas de gás natural na Colômbia, a medida boe tem sido expressa usando-se o padrão de conversão colombiano de 5,7 Mcf: 1 bbl, requerido pelo Ministério das Minas e Energia da Colômbia. E para todas as reservas de gás natural no Peru, a medida boe tem sido expressa usando-se o padrão de conversão peruano de 5,626 Mcf: 1 bbl, requerido pela Perupetro S.A. Se um padrão de conversão de 6,0 Mcf: 1 bbl fosse usado para todas as reservas de gás natural da empresa, isso resultaria em uma redução das reservas líquidas P1 e 2P da empresa de aproximadamente 4,9 e 6,9 MMboe respectivamente.
Definições
Bcf
Bilhões de pés cúbicos.
Bcfe
Bilhões de pés cúbicos de equivalentes de gás natural.
bbl
Barris de petróleo.
bbl/d
Barris de petróleo por dia.
boe
Barril equivalente de petróleo. A media Boe pode induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. O padrão colombiano é uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf:1 bbl e é baseado em um método de conversão de equivalência de energia, aplicável principalmente na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço.
boe/d
Barris equivalente de petróleo por dia.
Mbbl
Milhares de barris.
Mboe
Milhares de barris equivalentes de petróleo.
MMbbl
Milhões de barris.
MMboe
Milhões de barris equivalentes de petróleo.
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 bilhão de m3 de gás natural.
Produção líquida
Produção da participação acionária da empresa depois da dedução de royalties.
Produção total do campo
100% do total da produção do campo antes de contabilizar deduções de participação acionária e royalties.
Produção bruta
Produção da participação acionária da empresa antes da dedução de royalties.
WTI
Índice de preços de petróleo intermediário do Texas.
Tradução
Este comunicado à imprensa foi preparado no idioma inglês e, subsequentemente, traduzido para espanhol. No caso de haver qualquer diferença entre a versão em inglês e as versões traduzidas, o documento em inglês deve ser tratado como a versão válida.
Frederick Kozak, vice-presidente corporativo para Relações com Investidores, +57 (1) 511-7992 e +1 (403) 606-3165; Roberto Puente, gerente sênior de Relações com Investidores, +57 (1) 511-2298; Richard Oyelowo, gerente de Relações com Investidores, +1 (416) 362-7735; CONTATO COM A IMPRENSA: Peter Volk, vice-presidente de Comunicações para a América do Norte, +1 (416) 362-7735.
To view the original version on PR Newswire, visit:http://www.prnewswire.com/news-releases/pacific-rubiales-anuncia-resultados-do-segundo-trimestre-de-2015-total-de-custos-operacionais-reduzido-em-21-em-relacao-ao-trimestre-anterior-300128802.html
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.