Pacific Rubiales anuncia resultados do quarto trimestre e de encerramento do ano de 2013: relat
TORONTO, 16 de março de 2014 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) anunciou hoje a liberação de seus resultados financeiros auditados e consolidados para o quarto trimestre e o ano encerrado em 31 de dezembro de 2013, juntamente com sua "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 e no website da BOVESPA em http://www.bmfbovespa.com.br/. Todos os valores contidos neste comunicado e na divulgação financeira da empresa são expressos em dólares americanos, salvo indicação em contrário.
Destaques operacionais:
A produção total do campo no ano foi de 311.177 boe/d, um aumento de 26% em comparação com 2012.
A produção bruta no ano foi de 157.976 boe/d, um aumento de 33% em comparação com 2012.
A produção líquida no ano foi de 129.386 boe/d, um aumento de 32% em comparação com 2012. A produção líquida ficou acima do limite superior da diretriz anual da empresa, apesar do suprimento de 1,3 MMbbl associado à decisão da arbitragem sobre a cláusula PAP ("PAP").
A produção líquida média no quarto trimestre de 2013 atingiu o recorde de 134.313 boe/d, um aumento de 24% em comparação com o mesmo período de 2012.
O volume de vendas no ano foi de 134.621 boe/d, um aumento de 24% em comparação com 2012, apesar do suprimento de 0,5 MMbbl associado ao enchimento, por uma vez, do oleoduto Bicentenario.
A empresa conseguiu aumentar seus netbacks operacionais (valor de venda ao consumidor menos custos de produção e de transporte), em comparação com o ano anterior, em consequência da implementação bem-sucedida das iniciativas de redução de custos, apesar de uma queda de 3% nos preços realizados combinados em 2013. Os netbacks operacionais na produção combinada e petróleo cru e gás natural, em 2013, foram de $ 60,77/boe, em comparação com $ 60,20/boe, em 2012.
Os custos operacionais do petróleo no quarto trimestre de 2013 foram reduzidos em $ 7,46 bbl, em comparação com o mesmo período de 2012, substancialmente em sincronia com a meta da empresa anunciada anteriormente de uma redução em $ 8/bbl até o final de 2013. Os custos devem cair ainda mais em 2014.
Destaques financeiros:
As receitas no ano foram de $ 4,6 bilhões, um aumento de 19%, em comparação com 2012, apesar de uma redução nos preços internacionais do petróleo.
O EBITDA Ajustado (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation, and Amortization -- lucro sem dedução de juros, impostos, depreciação e amortização) no ano foi de $ 2,6 bilhões, um aumento de 27% em comparação com 2012, representando uma margem de 55% sobre as receitas totais no período.
O Fluxo de Caixa (fluxo de fundos de operações) no ano foi de $ 1,9 bilhão, um aumento de 38% em comparação com 2012.
O total de dispêndios de capital em exploração e desenvolvimento (E&D) de $ 2,1 bilhões, em comparação com $ 1,5 bilhão em 2012.
Em 2013, a empresa pagou um total de $ 196 milhões em dividendos a acionistas.
A empresa começou a comprar suas ações ordinárias em novembro, de acordo com sua proposta recompra de ações ordinárias para cancelamento (normal course issuer bid), que continuou em 2014. Até a presente data, aproximadamente 10,7 milhões de ações de ordinárias foram compradas para cancelamento.
Outros destaques:
No total, 34 poços de exploração foram perfurados durante 2013, resultando em 23 descobertas, o que representa um índice de sucesso de 68% para o ano.
O total de reservas Provadas e Prováveis ("2P") líquidas, descontados os royalties, cresceu para 619,2 MMboe, até 31 de dezembro de 2013, um aumento de 21% sobre 513,7 MMboe em 31 de dezembro de 2012, representando um coeficiente de substituição de reservas de 324%. O total dos acréscimos das reservas líquidas 2P de 153 MMboe inclui 89 MMboe de aquisições e 66 MMboe de exploração.
A diversificação continuada fora do campo Rubiales representa agora menos de 11% do total das reservas líquidas 2P.
Em novembro, a empresa concluiu a aquisição estratégica da Petrominerales Ltd. ("Petrominerales").
Em dezembro, a empresa chegou a um acordo para vender sua participação de 5% e seus direitos de transporte no oleoduto de OCENSA na Colômbia (adquiridos com a aquisição da Petrominerales), por $ 385 milhões.
Os primeiros resultados de teste e produção de petróleo no Bloco CPE-6 foram obtidos no final do ano.
O CEO da empresa Ronald Pantin comentou:
"Na Pacific Rubiales, nos focamos no crescimento da produção e em geração de caixa, acreditando que essas são as medidas mais importantes da criação de valor, com o tempo, para a exploração e produção (E&P) da empresa. Estou muito satisfeito pelo fato de 2013 representar o sexto ano consecutivo de crescimento no EBITDA e o quarto ano consecutivo de crescimento em produção e fluxo de caixa. Durante 2013, conseguimos, mais uma vez, obter resultados operacionais e financeiros sólidos, com volumes de produção e de vendas, e com todos os indicadores de fluxo de caixa, incluindo o EBITDA e o fluxo de fundos de operações atingindo níveis recordes".
"Conseguimos manter um netback operacional forte, consistente com o do ano passado, apesar de uma queda nos preços de venda do petróleo e gás natural, substancialmente provocados por uma redução nos preços de referência do petróleo internacional. Estou particularmente satisfeito com nosso progresso na redução dos custos operacionais. A meta era reduzir esses custos (com base em um agregado dos custos da produção, transporte e diluentes) para, aproximadamente, $ 8/bbl até o final de 2013. A redução real no quarto trimestre de 2013, em comparação com o mesmo trimestre de 2012, foi de $ 7,46 bbl, devido principalmente ao início de operações do oleoduto Bicentenario e a redução em volumes de compra de diluentes. A eletrificação da linha de transmissão de energia elétrica PEL em janeiro de 2014 (atrasada em aproximadamente um mês, devido ao atraso de aprovações regulamentares), juntamente com o esperado início de operações do projeto de irrigação hídrica de Agrocascada, irão contribuir para maiores reduções nos custos operacionais no ano de 2014".
"No final de 2013, concluímos a aquisição da Petrominerales. É importante entender inteiramente os propulsores estratégicos do valor nos negócios e nas operações por trás dessa importante aquisição, incluindo: (1) produção adicional de petróleo leve, que podemos usar como um suprimento confiável, de menor custo, de diluente para nossa crescente produção de petróleo pesado, substituindo o destilado comprado, a alto custo; (2) reservas de petróleo leve que cresceram aproximadamente 24% até o final de 2013; (3) 43 MMbbl de novas reservas líquidas de petróleo pesado 2P, para desenvolvimento do Bloco Rio Ariari, 100% operado pela empresa; e (4) participações nos oleodutos de OCENSA e Bicentenario, que também são estratégicos para nossas expectativas da crescente produção de petróleo na Bacia de Llanos na Colômbia. No final de 2013, anunciamos a venda da participação adquirida de 5% no oleoduto de OCENSA por $ 385 milhões, retendo capacidade de transporte de longo prazo, e esperamos concluir a venda no primeiro trimestre de 2014. Mais vendas de outros ativos de midstream devem prosseguir em 2014 e 2015. Os rendimentos dessas vendas devem ser usados para reduzir a dívida e para recompra de ações".
"Através de nosso programa bem-sucedido de exploração e estratégias de aquisições, conseguimos um crescimento líquido de nossas reservas de 21% e diversificar ainda mais nossa base de reserva além do Campo Rubiales, que agora representa menos de 11% do total de reservas líquidas 2P. Como parte de nosso objetivo de curto prazo de substituir a produção do Campo Rubiales, descobertas de petróleo pesado em nossos blocos CPE-6 e Rio Ariari estão progredindo, agora, para a fase de desenvolvimento e devem contribuir significativamente para o crescimento da produção nos próximos três anos".
"Desde que recebeu a licença abrangente de exploração e desenvolvimento para o CPE-6, em novembro de 2013, a empresa perfurou sete poços, com testes bem-sucedidos, conduzidos em dois poços, e testes adicionais em progresso ou planejados em outros poços. Atualmente, a empresa tem duas sondas de perfuração operando no Bloco e planeja perfurar um total de 25 poços de exploração e desenvolvimento durante 2014".
"Desde que adquiriu o Bloco Rio Ariari no final de novembro de 2013, a empresa perfurou dois poços horizontais que testaram petróleo e está otimizando o equipamento para mais testes prolongados. Atualmente, a empresa tem duas sondas de perfuração operando no bloco e planeja perfurar de 17 a 20 poços de exploração e produção (incluindo horizontais) durante 2014. Uma sonda adicional está sendo mobilizada atualmente".
"Desde 2007, a empresa conseguiu converter mais de 150 MMboe de reservas líquidas 2P em produção e também mais que quintuplicar as reservas líquidas 2P, em sincronia com o crescimento da produção. Temos os ativos, capacidade técnica e histórico para substituir, em grande medida, a atual produção líquida do Campo Rubiales, no momento que o contrato principal expirar em 2016".
"Em 2013, a empresa conseguiu demonstrar a operação térmica sustentável de sua tecnologia de recuperação secundária STAR no projeto-piloto de Quifa SW. Uma duplicação do fator de recuperação primária, através da aplicação da tecnologia STAR na área do projeto-piloto, foi conseguida, certificada por três engenheiros independentes, e a empresa recebeu duas patentes de vinte anos pela aplicação exclusiva da tecnologia STAR na Colômbia. Para 2014, planejamos expandir o piloto para a primeira escala totalmente comercial, ao converter agregados de poços (pads) adjacentes adicionais, atualmente produzindo sob fluxo primário. A Pacific Rubiales detém, atualmente, uma das maiores propriedades de terra ao longo da tendência de recursos de óleo pesado na Colômbia. Com um grande volume de Petróleo Inicialmente no Lugar (Oil Initially in Place) em diversos campos já descobertos, a tecnologia STAR representa muito do potencial futuro do setor de petróleo da Colômbia, bem como do futuro da Pacific Rubiales".
"Em maio de 2013, a empresa aumentou seu dividendo trimestral em 50% e, no final do ano, começou a recomprar suas ações ordinárias, de acordo com sua proposta recompra de ações ordinárias para cancelamento, comprando aproximadamente 10,7 milhões de ações ordinárias para cancelamento até esta data. Isso é uma demonstração clara de nosso compromisso para balancear o crescimento com os retornos, de nossa confiança na sustentabilidade de futuras receitas e fluxo de caixa, sustentada por nossa expectativa de crescimento contínuo da produção e em nossa convicção de que as ações da empresa estão, atualmente, subvalorizadas".
"Durante o ano, fizemos diversas descobertas significativas de exploração, incluindo as descobertas de Kangaroo e Bilby nos blocos da Karoon na Bacia de Santos, na plataforma continental (offshore) do Brasil, e a descoberta Los Angeles no Bloco 131 terrestre (onshore), no Peru. A empresa está planejando perfurar poços de avaliação nessas descobertas nos próximos 12 meses. E tem um grande e estimulante programa de perfurações de exploração já planejado para 2014".
"Para concluir, estamos satisfeitos por fechar um ano de sucesso em 2013 e estamos ansiosos para ter outro ano forte em desempenho operacional e financeiro. Esperamos que este ano será marcado por um retorno a um grande desenvolvimento de campos de petróleo pesado na Colômbia, um crescimento modesto na produção de petróleo leve onshore na Colômbia, e offshore no Peru, e um estimulante programa de exploração visando a avaliação de descobertas do ano anterior e novos alvos de exploração de alto impacto, conforme desenvolvemos benefícios de longo prazo para nossos acionistas e empregados, mantendo-nos como a principal empresa de exploração e desenvolvimento focada na América Latina".
Resultados financeiros
Sumário financeiro
Ano encerrado em dezembro
Três meses encerrados em dezembro
2013
2012
2013
2012
Receitas de vendas de petróleo e gás ($ milhões)
4.626,9
3.884,8
1.202,6
1.046,7
EBITDA ajustado ($ milhões)1, 4
2.567,0
2.020,0
655,3
429,6
Margem de EBITDA ajustado (EBITDA ajustado/receitas)
55%
52%
54%
41%
EBITDA ajustado por ação1, 4
7,95
6,85
2,02
1,45
Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) ($ milhões)1
1.913,1
1.387,5
476,9
231,5
Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) por ação1
5,92
4,71
1,47
0,78
Lucro líquido ajustado de operações ($ milhões)1
490,2
650,9
152,1
58,7
Lucro líquido ajustado de operações por ação1
1,52
2,21
0,47
0,20
Lucro líquido ($ milhões)2
430,4
527,7
143,0
(23,8)
Lucro líquido por ação
1,33
1,79
0,44
(0,08)
Produção líquida (boe/d)
129.386
97.657
134.313
108.149
Volume de vendas (boe/d)
134.621
108.980
143.864
120.141
Taxa de câmbio (COP$ / US$)3
1.926,83
1.768,23
1.926,83
1.768,23
Média de ações em circulação ? básicas (milhões)
323,0
294,6
324,2
296,3
1Os termos EBITDA ajustado, fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) e lucro líquido ajustado de operações são medidas não IFRS. Por favor, veja informes e reconciliações no MD&A. 2Lucro líquido atribuído a detentores de participação acionária na empresa controladora. 3Flutuações 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 no COP.4A 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
Ano encerrado em dezembro
Três meses encerrados em dezembro
2013
2012
2013
2012
Petróleo e líquidos (bbl/d)
Colômbia
117.089
85.123
122.190
95.526
Peru
1.355
1.573
1.244
1.457
Total de petróleo e líquidos (bbl/d)
118.444
86.696
123.434
96.983
Gás natural (boe/d)1
Colômbia
10.942
10.961
10.879
11.166
Total de gás natural (boe/d)
10.942
10.961
10.879
11.166
Total da produção equivalente (boe/d)
129.386
97.657
134.313
108.149
1Taxa de conversão de gás natural pelo padrão colombiano de 5.7 Mcf/bbl. Mais informações sobre a produção adicional estão disponíveis no MD&A.
Em 2013, a produção líquida da empresa, de 129.386 boe/d, aumentou 32%, em comparação com o ano anterior, impulsionada pelo aumento dos volumes de produção nos campos de petróleo pesado e por volumes adicionados e crescimento na produção de petróleo leve.
A produção líquida do campo de Rubiales aumentou 18%, para 70.214 bbl/d, de 59.285 bbl/d no ano anterior, e no campo de Quifa SW aumentou 7%, para 23.610 bbl/d, de 22.070 bbl/d no ano anterior, devido, principalmente, ao recebimento das licenças ambientais em agosto de 2012, que possibilitou maior injeção de água no campo Rubiales.
O total da produção líquida de petróleo leve cresceu cinco vezes, para 21.783 bbl/d, de 4.243 bbl/d no ano anterior, devido, principalmente, à aquisição dos ativos da C&C Energia Ltd. e da PetroMagdalena Energy Corp. em julho e dezembro de 2012, respectivamente, e ao crescimento através da exploração e desenvolvimento bem-sucedidos desses ativos. A empresa espera que a produção de petróleo leve vai crescer ainda mais em 2014, com a produção adicional vinda da aquisição da Petrominerales e o crescimento resultante da perfuração continuada de desenvolvimento no Bloco Z-1 na plataforma continental do Peru.
Volumes de produção e vendas
Produção para total da reconciliação de vendas
Ano encerrado em dezembro
Três meses encerrados em dezembro
2013
2012
2013
2012
Produção líquida (boe/d)
Colômbia
128.031
96.084
133.069
106.692
Peru
1.355
1.573
1.244
1.457
Total da produção líquida (boe/d)
129.386
97.657
134.313
108.149
Volume de vendas (boe/d)
Produção disponível para venda (boe/d)
129.386
96.463
134.313
107.071
Volumes de diluentes (bbl/d)
5.085
9.609
2.261
9.671
Volumes de petróleo para comercialização (bbl/d)
3.832
4.937
3.399
1.718
Acordo PAP (bbl/d) 1
(3.492)
(1.499)
(6.363)
-
Enchimento do oleoduto Bicentenario (bbl/d)
(1.344)
-
(920)
-
Giro de estoques e outros (boe/d)
1.154
(530)
11.174
1.681
Total de volumes vendidos (boe/d)
134.621
108.980
143.864
120.141
1Corresponde ao estoque entregue à Ecopetrol durante 2013. Para o quarto trimestre, inclui o estoque separado para liquidar volumes PAP acumulados anteriormente.
Mais informações sobre volume de produção e vendas estão disponíveis no 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 o petróleo pesado produzido, o que está incluído no relatório de "volumes vendidos". Os volumes de venda também são impactados pelo giro relativo dos estoques, durante o período de um relatório. As receitas e os custos são identificados nos respectivos volumes vendidos durante o período.
A produção disponível para venda no ano aumentou para 129.386 boe/d, de 96.463 boe/d em 2012 (um aumento de 34%), devido a maiores volumes de produção nos campos produtivos. Apesar do aumento na produção de petróleo pesado líquido da empresa sobre os níveis de 2012, os volumes de diluentes comprados diminuíram 47%, como resultado da substituição de diluentes comprados por seu próprio petróleo cru leve. Os volumes de petróleo para comercialização no ano diminuíram para 3.832 bbl/d, de 4.937 bbl/d no ano anterior, enquanto os saldos de estoques no ano diminuíram para uma retirada de 1.154 boe/d, em comparação com um acúmulo de 530 boe/d em 2012.
O total de volumes vendidos, composto pelos volumes de produção disponíveis para venda, volumes de diluentes comprados, volumes de petróleo para comercialização e mudanças nos saldos dos estoques, aumentou para 134.621 boe/d no ano, contra 108.980 boe/d no ano anterior (um aumento de 24%). Os volumes totais vendidos durante 2013 foram impactados por dois eventos:
Acordo PAP -- Durante o ano, a empresa entregou 3.492 bbl/d (aproximadamente 1,3 MMbbl no total) à Ecopetrol S.A., como parte do acordo de arbitragem PAP em Quifa SW. Os volumes foram contabilizados contra as provisões financeiras registradas em dezembro de 2012 e junho de 2013. O saldo remanescente de aproximadamente 0,5 MMbbl deve ser entregue até o final do primeiro trimestre de 2014.
Enchimento do Oleoduto Bicentenario -- durante o ano, a empresa entregou 1.344 bbl/d (aproximadamente 0,5 MMbbl no total) de sua quota no enchimento do oleoduto Bicentenario. O enchimento do oleoduto foi concluído durante o terceiro trimestre e os custos associados a essa operação foram capitalizados como um ativo fixo.
Netbacks operacionais e volumes de vendas
Volumes de produção de petróleo e gás e netbacks
Ano encerrado em dezembro de 2013
Ano encerrado em dezembro de 2012
Três meses encerrados em dezembro de 2013
Três meses encerrados em dezembro de 2012
Petróleo
Gás natural
Combinados
Petróleo
Gás natural
Combinados
Petróleo
Gás natural
Combinados
Petróleo
Gás natural
Combinados
Volumes vendidos (boe/d)
120.002
10.787
130.789
93.141
10.902
104.043
129.547
10.918
140.465
107.392
11.031
118.423
Preço de venda de óleo cru e gás natural ($/boe)
99,05
37,27
93,95
102,94
42,19
96,58
95,54
32,69
90,66
99,83
43,80
94,61
Custos de produção ($/boe)
15,24
5,11
14,41
11,71
4,60
10,96
14,80
4,24
13,98
14,78
6,61
14,02
Custos de transporte ($/boe)
14,54
0,10
13,35
13,95
0,20
12,51
13,29
-
12,26
14,57
0,01
13,22
Custos de diluentes ($/boe)
5,46
-
5,01
11,08
-
9,92
2,32
-
2,14
8,52
-
7,72
Subtotal de custos ($/boe)
35,24
5,21
32,77
36,74
4,80
33,39
30,41
4,24
28,38
37,87
6,62
34,96
Outros custos ($/boe)
1,77
2,62
1,84
1,12
2,65
1,28
4,53
3,02
4,42
5,14
2,99
4,94
Custos de overlift/underlift ($/boe)
(1,56)
-
(1,43)
1,94
(0,27)
1,71
(1,71)
0,07
(1,57)
9,21
(0,89)
8,27
Total dos custos ($/boe)
35,45
7,83
33,18
39,80
7,18
36,38
33,23
7,33
31,23
52,22
8,72
48,17
Netback operacional ($/boe)
63,60
29,44
60,77
63,14
35,01
60,20
62,31
25,36
59,43
47,61
35,08
46,44
Mais informações sobre custos e netbacks estão disponíveis no MD&A.
Em um comunicado à imprensa de 9 de abril de 2013, a empresa divulgou planos para uma redução estrutural de seus custos operacionais de petróleo (produção, transporte e custos de diluentes), em uma base pro forma, no final de 2013, como resultado de algumas iniciativas e projetos, incluindo uma nova linha de transmissão elétrica que vai fornecer energia mais barata para as operações elétricas do campo, o maior uso de transporte por oleoduto em substituição ao transporte mais caro de petróleo cru por caminhão e mais eficiências e otimizações relacionadas aos custos e suprimentos de diluentes.
Para o quarto trimestre de 2013, a empresa conseguiu atingir um custo operacional de petróleo de $ 30,41/bbl, em comparação com $ 37,87/bbl no quarto trimestre de 2012, uma redução de $ 7,46/bbl, em comparação com o mesmo período de 2012, resultando em uma conquista substancial da meta de redução de $ 8,00/bbl. Com a eletrificação da linha de transmissão de energia elétrica PEL (que fornece energia elétrica a menor custo para as operações dos campos Rubiales e Quifa), depois da aprovação ministerial, na Colômbia, em janeiro, a empresa espera realizar um ano inteiro de redução de custos de produção em 2014 e tem, agora, a meta de custos operacionais de $ 28,00 a $ 30,00/boe para o ano, abaixo da orientação anual original de $ 30,00 a $ 33,00/boe.
A empresa também relata separadamente netback sobre o petróleo cru para comercialização, que foi de $ 1,54/bbl em 2013, em comparação com $ 3,38 bbl em 2012. O netback nas atividades de comercialização de óleo cru, durante o quarto trimestre e encerramento do ano de 2013, foi menor do que o de 2012, devido principalmente a um aumento nos custos de compras relativas aos preços de vendas. Mais informações sobre petróleo para comercialização estão disponíveis no MD&A.
Reservas de 2013
O quadro abaixo sumariza informações contidas nos relatórios de reservas preparados por firmas independentes de engenharia de reservas da empresa, RPS Energy Canada Ltd., Petrotech Engineering Ltd., Netherland Sewell & Associates Inc. e DeGolyer McNaughton, com data de vigência de 31 de dezembro de 2013. Os relatórios das reservas foram preparados em conformidade com o "Instrumento Nacional 51-101 -- Padrões de Divulgação das Atividades de Petróleo e Gás ("NI 51-101" ? "National Instrument 51-101 -- Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities") e incluídos no "Formulário 51-101 F1 -- Declaração de dados de reserva e outras informações de petróleo e gás para a Pacific Rubiales Energy Corp." (Form 51-101 F1 -- Statement of Reserves Data And Other Oil and Gas Information for Pacific Rubiales Energy Corp) (o "Relatório FI") da empresa, protocolado no SEDAR.
O total de reservas líquidas 2P, expressadas em boe, aumentou um pouco no Relatório F1, em comparação com o anunciado anteriormente, por causa de um pequeno movimento líquido não material de royalties pagos em espécie para pagos em dinheiro.
Reservas em 31 de dezembro de 2013 (MMboe1)
País
Campo
Total Provado (P1)
Provável (P2)
Provado mais Provável (2P)
Tipo de hidrocarboneto
100%
Brutas
Líquidas
100%
Brutas
Líquidas
100%
Brutas
Líquidas
Colômbia
Rubiales
197,8
83,5
66,8
-
-
-
197,8
83,5
66,8
Óleo pesado
Quifa SW
133,8
80,3
64,8
11,8
7,1
5,8
145,6
87,3
70,5
Óleo pesado
CPE-6
34,1
17,0
15,6
104,5
52,3
47,3
138,6
69,3
62,9
Óleo pesado
Rio Ariari2
10,3
10,3
9,7
35,7
35,7
33,5
46,1
46,1
43,2
Óleo pesado
Outros blocos de óleo pesado3
99,3
69,5
58,2
76,6
48,3
39,8
175,9
117,8
98,0
Óleo pesado
Blocos da Petrominerales4
49,5
32,0
28,4
27,7
19,6
17,5
77,2
51,6
45,9
Óleo leve e médio
Outros blocos de óleo leve5
47,7
34,4
29,7
17,6
11,4
9,6
65,3
45,8
39,4
Óleo leve e médio, gás natural associado
Blocos de gás natural 6
107,2
107,2
100,2
20,5
20,5
19,2
127,6
127,6
119,3
Gás natural
Subtotal
679,6
434,1
373,3
294,4
194,8
172,6
974,0
629,0
546,0
Óleo e gás natural
Peru
Blocos Z-1 e 131
42,7
20,8
20,8
106,6
52,2
52,4
149,3
73,0
73,2
Óleo leve e médio, gás natural
Total em 31 de dez. de 2013
722,3
454,9
394,1
400,9
247,1
225,1
1.123,3
702,0
619,2
Óleo e gás natural
Total em 31 de dez. de 2012
670,4
389,8
335,5
373,9
209,8
178,2
1.044,4
599,6
513,7
Diferença
51,9
65,2
58,6
27,0
37,2
46,9
78,9
102,4
105,5
Produção em 2013
113,6
57,7
47,2
Total de reservas incorporadas
192,4
160,1
152,7
Notas: 1Ver a seção "Conversão do Boe" em "Informes", no final deste comunicado à imprensa.
2Bloco de petróleo pesado da Petrominerales, adquirido em 2013 (sem registros de períodos anteriores). 3Inclui as propriedades de Cajua, Quifa Norte e Sabanero. 4Blocos de petróleo leve e médio da Petrominerales, adquiridos em 2013 (excluindo o petróleo pesado do Bloco Ariari) 5Todas as demais propriedades de petróleo leve (excluindo os blocos da Petrominerales). 6Inclui as propriedades de La Creciente e Guama. No quadro acima, 100% se refere à participação acionária de 100% no campo. Reservas brutas se referem à participação acionária antes de descontar royalties. Receitas líquidas se referem à participação acionária depois de descontar royalties. As somas dos números na tabela podem não conferir devido a arredondamentos.
Informe sobre a exploração
Durante 2013, um total de 34 poços de exploração foram perfurados (incluindo poços de avaliação e estratigráficos), resultando em 23 descobertas que atingiram um índice de sucesso de 68%. Desses poços de exploração, 18 foram perfurados durante o quarto trimestre do ano. Essa campanha de perfuração de exploração resultou em novas descobertas nos blocos the CPE-6, Rio Ariari, Quifa, Arrendajo, Cravoviejo, Cachicamo, Casanare Este, Casimena, Cubiro, Yama, La Creciente e Guama na Colômbia, no Bloco 131 no Peru e nos blocos da Karoon no Brasil. Mais informações estão disponíveis no MD&A trimestral e de encerramento de 2013 da empresa.
Informações da teleconferência sobre o quarto trimestre e encerramento do ano de 2013
A empresa programou uma teleconferência para investidores e analistas para quinta-feira, 13 de março de 2014, às 8h (horário de Bogotá), 9h (horário de Toronto) e 10h (horário de Brasília), para discutir seus resultados do quarto trimestre e do encerramento do ano de 2013. 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):
23639502
ID da conferência (em espanhol):
23580209
A conferência será transmitida por webcast, que poderá ser acessado através do seguinte link: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.
Retransmissões da conferência serão disponibilizadas até às 23h59 (horário de Toronto) de 27 de março de 2014 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):
23639502
ID da retransmissão (em espanhol):
23580209
A Pacific Rubiales, empresa sediada no Canadá, produtora de gás natural e óleo cru, controla integralmente a Meta Petroleum Corp., que opera os campos de petróleo pesado de Rubiales, Piriri e Quifa na Bacia de Llanos, e também controla integralmente a Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera o campo de gás natural La Creciente no noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales também adquiriu 100% da Petrominerales Ltd., que é proprietária de ativos de petróleo pesado e leve na Colômbia e de ativos de petróleo e gás no Peru, bem como de 100% da PetroMagdalena Energy Corp., que é proprietária de ativos de petróleo leve na Colômbia, e de 100% da C&C Energia Ltd.,que é proprietária de ativos de petróleo leve na Bacia de Llanos. Além disso, a empresa tem um portfólio diversificado de ativos além da Colômbia, que inclui ativos de produção e exploração no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana e Papua Nova Guiné.
As ações ordinárias da empresa são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange), na Bolsa de Valores da Colômbia e, como instituição brasileira de Certificados de Depósitos, na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros do Brasil, sob os símbolos PRE, PREC e PREB, 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. As declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da empresa sejam materialmente 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 materialmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza das estimativas 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 de estimativa dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e nas taxas de câmbio; inflação; mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Peru, Guatemala, Brasil, Papua Nova Guiné ou Guiana; alterações dos 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; o impacto de reivindicações ambientais, indígenas e outras e do atraso que tais reivindicações podem causar nos planos de desenvolvimento esperados pela empresa e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no formulário de informações anuais da empresa, datadas de 13 de março de 2014, arquivadas na SEDAR no endereço http://www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é válida a partir da data em que é feita e, exceto pelo que pode ser requerido por legislação aplicada a valores mobiliários, 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, as 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 materialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado à imprensa, devido a, entre outros fatores, dificuldades e interrupções ocorridas durante a produção de hidrocarbonetos.
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.
Todas 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 P2 da empresa de aproximadamente 4,9 e 6,9 MMboe respectivamente.
Definitions
Bcf
Bilhões de pés cúbicos.
Bcfe
Bilhões de pés cúbicos de gás natural equivalentes.
bbl
Barris de petróleo.
bbl/d
Barris de petróleo por dia.
boe
Barris de petróleo equivalentes. A medida 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 na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na boca do poço.
boe/d
Barris de óleo equivalentes por dia.
Mbbl
Milhares de barris.
Mboe
Milhares de barris de óleo equivalentes.
MMbbl
Milhões de barris.
MMboe
Milhões de barris de óleo equivalentes.
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 e português. 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.
PDF disponível em: http://40rhel5streamview01.newswire.ca/media/2014/03/13/20140313-743510-37883-1c4e8e86-b13a-4791-9cae-3276864432ce.pdf
PDF disponível em: http://40rhel5streamview01.newswire.ca/media/2014/03/13/20140313-743510-37884-1c4e8e86-b13a-4791-9cae-3276864432ce.pdf
PDF disponível em: http://40rhel5streamview01.newswire.ca/media/2014/03/13/20140313-743510-37885-1c4e8e86-b13a-4791-9cae-3276864432ce.pdf
Para mais informações:
Christopher (Chris) LeGallais Vice-presidente sênior para Relações com Investidores+1 (647) 295-3700
Roberto Puente Gerente sênior para Relações com Investidores+57 (1) 511-2298
Kate Stark Gerente para Relações com Investidores+1 (416) 362-7735
(PRE.)
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
Destaques operacionais:
A produção total do campo no ano foi de 311.177 boe/d, um aumento de 26% em comparação com 2012.
A produção bruta no ano foi de 157.976 boe/d, um aumento de 33% em comparação com 2012.
A produção líquida no ano foi de 129.386 boe/d, um aumento de 32% em comparação com 2012. A produção líquida ficou acima do limite superior da diretriz anual da empresa, apesar do suprimento de 1,3 MMbbl associado à decisão da arbitragem sobre a cláusula PAP ("PAP").
A produção líquida média no quarto trimestre de 2013 atingiu o recorde de 134.313 boe/d, um aumento de 24% em comparação com o mesmo período de 2012.
O volume de vendas no ano foi de 134.621 boe/d, um aumento de 24% em comparação com 2012, apesar do suprimento de 0,5 MMbbl associado ao enchimento, por uma vez, do oleoduto Bicentenario.
A empresa conseguiu aumentar seus netbacks operacionais (valor de venda ao consumidor menos custos de produção e de transporte), em comparação com o ano anterior, em consequência da implementação bem-sucedida das iniciativas de redução de custos, apesar de uma queda de 3% nos preços realizados combinados em 2013. Os netbacks operacionais na produção combinada e petróleo cru e gás natural, em 2013, foram de $ 60,77/boe, em comparação com $ 60,20/boe, em 2012.
Os custos operacionais do petróleo no quarto trimestre de 2013 foram reduzidos em $ 7,46 bbl, em comparação com o mesmo período de 2012, substancialmente em sincronia com a meta da empresa anunciada anteriormente de uma redução em $ 8/bbl até o final de 2013. Os custos devem cair ainda mais em 2014.
Destaques financeiros:
As receitas no ano foram de $ 4,6 bilhões, um aumento de 19%, em comparação com 2012, apesar de uma redução nos preços internacionais do petróleo.
O EBITDA Ajustado (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation, and Amortization -- lucro sem dedução de juros, impostos, depreciação e amortização) no ano foi de $ 2,6 bilhões, um aumento de 27% em comparação com 2012, representando uma margem de 55% sobre as receitas totais no período.
O Fluxo de Caixa (fluxo de fundos de operações) no ano foi de $ 1,9 bilhão, um aumento de 38% em comparação com 2012.
O total de dispêndios de capital em exploração e desenvolvimento (E&D) de $ 2,1 bilhões, em comparação com $ 1,5 bilhão em 2012.
Em 2013, a empresa pagou um total de $ 196 milhões em dividendos a acionistas.
A empresa começou a comprar suas ações ordinárias em novembro, de acordo com sua proposta recompra de ações ordinárias para cancelamento (normal course issuer bid), que continuou em 2014. Até a presente data, aproximadamente 10,7 milhões de ações de ordinárias foram compradas para cancelamento.
Outros destaques:
No total, 34 poços de exploração foram perfurados durante 2013, resultando em 23 descobertas, o que representa um índice de sucesso de 68% para o ano.
O total de reservas Provadas e Prováveis ("2P") líquidas, descontados os royalties, cresceu para 619,2 MMboe, até 31 de dezembro de 2013, um aumento de 21% sobre 513,7 MMboe em 31 de dezembro de 2012, representando um coeficiente de substituição de reservas de 324%. O total dos acréscimos das reservas líquidas 2P de 153 MMboe inclui 89 MMboe de aquisições e 66 MMboe de exploração.
A diversificação continuada fora do campo Rubiales representa agora menos de 11% do total das reservas líquidas 2P.
Em novembro, a empresa concluiu a aquisição estratégica da Petrominerales Ltd. ("Petrominerales").
Em dezembro, a empresa chegou a um acordo para vender sua participação de 5% e seus direitos de transporte no oleoduto de OCENSA na Colômbia (adquiridos com a aquisição da Petrominerales), por $ 385 milhões.
Os primeiros resultados de teste e produção de petróleo no Bloco CPE-6 foram obtidos no final do ano.
O CEO da empresa Ronald Pantin comentou:
"Na Pacific Rubiales, nos focamos no crescimento da produção e em geração de caixa, acreditando que essas são as medidas mais importantes da criação de valor, com o tempo, para a exploração e produção (E&P) da empresa. Estou muito satisfeito pelo fato de 2013 representar o sexto ano consecutivo de crescimento no EBITDA e o quarto ano consecutivo de crescimento em produção e fluxo de caixa. Durante 2013, conseguimos, mais uma vez, obter resultados operacionais e financeiros sólidos, com volumes de produção e de vendas, e com todos os indicadores de fluxo de caixa, incluindo o EBITDA e o fluxo de fundos de operações atingindo níveis recordes".
"Conseguimos manter um netback operacional forte, consistente com o do ano passado, apesar de uma queda nos preços de venda do petróleo e gás natural, substancialmente provocados por uma redução nos preços de referência do petróleo internacional. Estou particularmente satisfeito com nosso progresso na redução dos custos operacionais. A meta era reduzir esses custos (com base em um agregado dos custos da produção, transporte e diluentes) para, aproximadamente, $ 8/bbl até o final de 2013. A redução real no quarto trimestre de 2013, em comparação com o mesmo trimestre de 2012, foi de $ 7,46 bbl, devido principalmente ao início de operações do oleoduto Bicentenario e a redução em volumes de compra de diluentes. A eletrificação da linha de transmissão de energia elétrica PEL em janeiro de 2014 (atrasada em aproximadamente um mês, devido ao atraso de aprovações regulamentares), juntamente com o esperado início de operações do projeto de irrigação hídrica de Agrocascada, irão contribuir para maiores reduções nos custos operacionais no ano de 2014".
"No final de 2013, concluímos a aquisição da Petrominerales. É importante entender inteiramente os propulsores estratégicos do valor nos negócios e nas operações por trás dessa importante aquisição, incluindo: (1) produção adicional de petróleo leve, que podemos usar como um suprimento confiável, de menor custo, de diluente para nossa crescente produção de petróleo pesado, substituindo o destilado comprado, a alto custo; (2) reservas de petróleo leve que cresceram aproximadamente 24% até o final de 2013; (3) 43 MMbbl de novas reservas líquidas de petróleo pesado 2P, para desenvolvimento do Bloco Rio Ariari, 100% operado pela empresa; e (4) participações nos oleodutos de OCENSA e Bicentenario, que também são estratégicos para nossas expectativas da crescente produção de petróleo na Bacia de Llanos na Colômbia. No final de 2013, anunciamos a venda da participação adquirida de 5% no oleoduto de OCENSA por $ 385 milhões, retendo capacidade de transporte de longo prazo, e esperamos concluir a venda no primeiro trimestre de 2014. Mais vendas de outros ativos de midstream devem prosseguir em 2014 e 2015. Os rendimentos dessas vendas devem ser usados para reduzir a dívida e para recompra de ações".
"Através de nosso programa bem-sucedido de exploração e estratégias de aquisições, conseguimos um crescimento líquido de nossas reservas de 21% e diversificar ainda mais nossa base de reserva além do Campo Rubiales, que agora representa menos de 11% do total de reservas líquidas 2P. Como parte de nosso objetivo de curto prazo de substituir a produção do Campo Rubiales, descobertas de petróleo pesado em nossos blocos CPE-6 e Rio Ariari estão progredindo, agora, para a fase de desenvolvimento e devem contribuir significativamente para o crescimento da produção nos próximos três anos".
"Desde que recebeu a licença abrangente de exploração e desenvolvimento para o CPE-6, em novembro de 2013, a empresa perfurou sete poços, com testes bem-sucedidos, conduzidos em dois poços, e testes adicionais em progresso ou planejados em outros poços. Atualmente, a empresa tem duas sondas de perfuração operando no Bloco e planeja perfurar um total de 25 poços de exploração e desenvolvimento durante 2014".
"Desde que adquiriu o Bloco Rio Ariari no final de novembro de 2013, a empresa perfurou dois poços horizontais que testaram petróleo e está otimizando o equipamento para mais testes prolongados. Atualmente, a empresa tem duas sondas de perfuração operando no bloco e planeja perfurar de 17 a 20 poços de exploração e produção (incluindo horizontais) durante 2014. Uma sonda adicional está sendo mobilizada atualmente".
"Desde 2007, a empresa conseguiu converter mais de 150 MMboe de reservas líquidas 2P em produção e também mais que quintuplicar as reservas líquidas 2P, em sincronia com o crescimento da produção. Temos os ativos, capacidade técnica e histórico para substituir, em grande medida, a atual produção líquida do Campo Rubiales, no momento que o contrato principal expirar em 2016".
"Em 2013, a empresa conseguiu demonstrar a operação térmica sustentável de sua tecnologia de recuperação secundária STAR no projeto-piloto de Quifa SW. Uma duplicação do fator de recuperação primária, através da aplicação da tecnologia STAR na área do projeto-piloto, foi conseguida, certificada por três engenheiros independentes, e a empresa recebeu duas patentes de vinte anos pela aplicação exclusiva da tecnologia STAR na Colômbia. Para 2014, planejamos expandir o piloto para a primeira escala totalmente comercial, ao converter agregados de poços (pads) adjacentes adicionais, atualmente produzindo sob fluxo primário. A Pacific Rubiales detém, atualmente, uma das maiores propriedades de terra ao longo da tendência de recursos de óleo pesado na Colômbia. Com um grande volume de Petróleo Inicialmente no Lugar (Oil Initially in Place) em diversos campos já descobertos, a tecnologia STAR representa muito do potencial futuro do setor de petróleo da Colômbia, bem como do futuro da Pacific Rubiales".
"Em maio de 2013, a empresa aumentou seu dividendo trimestral em 50% e, no final do ano, começou a recomprar suas ações ordinárias, de acordo com sua proposta recompra de ações ordinárias para cancelamento, comprando aproximadamente 10,7 milhões de ações ordinárias para cancelamento até esta data. Isso é uma demonstração clara de nosso compromisso para balancear o crescimento com os retornos, de nossa confiança na sustentabilidade de futuras receitas e fluxo de caixa, sustentada por nossa expectativa de crescimento contínuo da produção e em nossa convicção de que as ações da empresa estão, atualmente, subvalorizadas".
"Durante o ano, fizemos diversas descobertas significativas de exploração, incluindo as descobertas de Kangaroo e Bilby nos blocos da Karoon na Bacia de Santos, na plataforma continental (offshore) do Brasil, e a descoberta Los Angeles no Bloco 131 terrestre (onshore), no Peru. A empresa está planejando perfurar poços de avaliação nessas descobertas nos próximos 12 meses. E tem um grande e estimulante programa de perfurações de exploração já planejado para 2014".
"Para concluir, estamos satisfeitos por fechar um ano de sucesso em 2013 e estamos ansiosos para ter outro ano forte em desempenho operacional e financeiro. Esperamos que este ano será marcado por um retorno a um grande desenvolvimento de campos de petróleo pesado na Colômbia, um crescimento modesto na produção de petróleo leve onshore na Colômbia, e offshore no Peru, e um estimulante programa de exploração visando a avaliação de descobertas do ano anterior e novos alvos de exploração de alto impacto, conforme desenvolvemos benefícios de longo prazo para nossos acionistas e empregados, mantendo-nos como a principal empresa de exploração e desenvolvimento focada na América Latina".
Resultados financeiros
Sumário financeiro
Ano encerrado em dezembro
Três meses encerrados em dezembro
2013
2012
2013
2012
Receitas de vendas de petróleo e gás ($ milhões)
4.626,9
3.884,8
1.202,6
1.046,7
EBITDA ajustado ($ milhões)1, 4
2.567,0
2.020,0
655,3
429,6
Margem de EBITDA ajustado (EBITDA ajustado/receitas)
55%
52%
54%
41%
EBITDA ajustado por ação1, 4
7,95
6,85
2,02
1,45
Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) ($ milhões)1
1.913,1
1.387,5
476,9
231,5
Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) por ação1
5,92
4,71
1,47
0,78
Lucro líquido ajustado de operações ($ milhões)1
490,2
650,9
152,1
58,7
Lucro líquido ajustado de operações por ação1
1,52
2,21
0,47
0,20
Lucro líquido ($ milhões)2
430,4
527,7
143,0
(23,8)
Lucro líquido por ação
1,33
1,79
0,44
(0,08)
Produção líquida (boe/d)
129.386
97.657
134.313
108.149
Volume de vendas (boe/d)
134.621
108.980
143.864
120.141
Taxa de câmbio (COP$ / US$)3
1.926,83
1.768,23
1.926,83
1.768,23
Média de ações em circulação ? básicas (milhões)
323,0
294,6
324,2
296,3
1Os termos EBITDA ajustado, fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) e lucro líquido ajustado de operações são medidas não IFRS. Por favor, veja informes e reconciliações no MD&A. 2Lucro líquido atribuído a detentores de participação acionária na empresa controladora. 3Flutuações 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 no COP.4A 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
Ano encerrado em dezembro
Três meses encerrados em dezembro
2013
2012
2013
2012
Petróleo e líquidos (bbl/d)
Colômbia
117.089
85.123
122.190
95.526
Peru
1.355
1.573
1.244
1.457
Total de petróleo e líquidos (bbl/d)
118.444
86.696
123.434
96.983
Gás natural (boe/d)1
Colômbia
10.942
10.961
10.879
11.166
Total de gás natural (boe/d)
10.942
10.961
10.879
11.166
Total da produção equivalente (boe/d)
129.386
97.657
134.313
108.149
1Taxa de conversão de gás natural pelo padrão colombiano de 5.7 Mcf/bbl. Mais informações sobre a produção adicional estão disponíveis no MD&A.
Em 2013, a produção líquida da empresa, de 129.386 boe/d, aumentou 32%, em comparação com o ano anterior, impulsionada pelo aumento dos volumes de produção nos campos de petróleo pesado e por volumes adicionados e crescimento na produção de petróleo leve.
A produção líquida do campo de Rubiales aumentou 18%, para 70.214 bbl/d, de 59.285 bbl/d no ano anterior, e no campo de Quifa SW aumentou 7%, para 23.610 bbl/d, de 22.070 bbl/d no ano anterior, devido, principalmente, ao recebimento das licenças ambientais em agosto de 2012, que possibilitou maior injeção de água no campo Rubiales.
O total da produção líquida de petróleo leve cresceu cinco vezes, para 21.783 bbl/d, de 4.243 bbl/d no ano anterior, devido, principalmente, à aquisição dos ativos da C&C Energia Ltd. e da PetroMagdalena Energy Corp. em julho e dezembro de 2012, respectivamente, e ao crescimento através da exploração e desenvolvimento bem-sucedidos desses ativos. A empresa espera que a produção de petróleo leve vai crescer ainda mais em 2014, com a produção adicional vinda da aquisição da Petrominerales e o crescimento resultante da perfuração continuada de desenvolvimento no Bloco Z-1 na plataforma continental do Peru.
Volumes de produção e vendas
Produção para total da reconciliação de vendas
Ano encerrado em dezembro
Três meses encerrados em dezembro
2013
2012
2013
2012
Produção líquida (boe/d)
Colômbia
128.031
96.084
133.069
106.692
Peru
1.355
1.573
1.244
1.457
Total da produção líquida (boe/d)
129.386
97.657
134.313
108.149
Volume de vendas (boe/d)
Produção disponível para venda (boe/d)
129.386
96.463
134.313
107.071
Volumes de diluentes (bbl/d)
5.085
9.609
2.261
9.671
Volumes de petróleo para comercialização (bbl/d)
3.832
4.937
3.399
1.718
Acordo PAP (bbl/d) 1
(3.492)
(1.499)
(6.363)
-
Enchimento do oleoduto Bicentenario (bbl/d)
(1.344)
-
(920)
-
Giro de estoques e outros (boe/d)
1.154
(530)
11.174
1.681
Total de volumes vendidos (boe/d)
134.621
108.980
143.864
120.141
1Corresponde ao estoque entregue à Ecopetrol durante 2013. Para o quarto trimestre, inclui o estoque separado para liquidar volumes PAP acumulados anteriormente.
Mais informações sobre volume de produção e vendas estão disponíveis no 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 o petróleo pesado produzido, o que está incluído no relatório de "volumes vendidos". Os volumes de venda também são impactados pelo giro relativo dos estoques, durante o período de um relatório. As receitas e os custos são identificados nos respectivos volumes vendidos durante o período.
A produção disponível para venda no ano aumentou para 129.386 boe/d, de 96.463 boe/d em 2012 (um aumento de 34%), devido a maiores volumes de produção nos campos produtivos. Apesar do aumento na produção de petróleo pesado líquido da empresa sobre os níveis de 2012, os volumes de diluentes comprados diminuíram 47%, como resultado da substituição de diluentes comprados por seu próprio petróleo cru leve. Os volumes de petróleo para comercialização no ano diminuíram para 3.832 bbl/d, de 4.937 bbl/d no ano anterior, enquanto os saldos de estoques no ano diminuíram para uma retirada de 1.154 boe/d, em comparação com um acúmulo de 530 boe/d em 2012.
O total de volumes vendidos, composto pelos volumes de produção disponíveis para venda, volumes de diluentes comprados, volumes de petróleo para comercialização e mudanças nos saldos dos estoques, aumentou para 134.621 boe/d no ano, contra 108.980 boe/d no ano anterior (um aumento de 24%). Os volumes totais vendidos durante 2013 foram impactados por dois eventos:
Acordo PAP -- Durante o ano, a empresa entregou 3.492 bbl/d (aproximadamente 1,3 MMbbl no total) à Ecopetrol S.A., como parte do acordo de arbitragem PAP em Quifa SW. Os volumes foram contabilizados contra as provisões financeiras registradas em dezembro de 2012 e junho de 2013. O saldo remanescente de aproximadamente 0,5 MMbbl deve ser entregue até o final do primeiro trimestre de 2014.
Enchimento do Oleoduto Bicentenario -- durante o ano, a empresa entregou 1.344 bbl/d (aproximadamente 0,5 MMbbl no total) de sua quota no enchimento do oleoduto Bicentenario. O enchimento do oleoduto foi concluído durante o terceiro trimestre e os custos associados a essa operação foram capitalizados como um ativo fixo.
Netbacks operacionais e volumes de vendas
Volumes de produção de petróleo e gás e netbacks
Ano encerrado em dezembro de 2013
Ano encerrado em dezembro de 2012
Três meses encerrados em dezembro de 2013
Três meses encerrados em dezembro de 2012
Petróleo
Gás natural
Combinados
Petróleo
Gás natural
Combinados
Petróleo
Gás natural
Combinados
Petróleo
Gás natural
Combinados
Volumes vendidos (boe/d)
120.002
10.787
130.789
93.141
10.902
104.043
129.547
10.918
140.465
107.392
11.031
118.423
Preço de venda de óleo cru e gás natural ($/boe)
99,05
37,27
93,95
102,94
42,19
96,58
95,54
32,69
90,66
99,83
43,80
94,61
Custos de produção ($/boe)
15,24
5,11
14,41
11,71
4,60
10,96
14,80
4,24
13,98
14,78
6,61
14,02
Custos de transporte ($/boe)
14,54
0,10
13,35
13,95
0,20
12,51
13,29
-
12,26
14,57
0,01
13,22
Custos de diluentes ($/boe)
5,46
-
5,01
11,08
-
9,92
2,32
-
2,14
8,52
-
7,72
Subtotal de custos ($/boe)
35,24
5,21
32,77
36,74
4,80
33,39
30,41
4,24
28,38
37,87
6,62
34,96
Outros custos ($/boe)
1,77
2,62
1,84
1,12
2,65
1,28
4,53
3,02
4,42
5,14
2,99
4,94
Custos de overlift/underlift ($/boe)
(1,56)
-
(1,43)
1,94
(0,27)
1,71
(1,71)
0,07
(1,57)
9,21
(0,89)
8,27
Total dos custos ($/boe)
35,45
7,83
33,18
39,80
7,18
36,38
33,23
7,33
31,23
52,22
8,72
48,17
Netback operacional ($/boe)
63,60
29,44
60,77
63,14
35,01
60,20
62,31
25,36
59,43
47,61
35,08
46,44
Mais informações sobre custos e netbacks estão disponíveis no MD&A.
Em um comunicado à imprensa de 9 de abril de 2013, a empresa divulgou planos para uma redução estrutural de seus custos operacionais de petróleo (produção, transporte e custos de diluentes), em uma base pro forma, no final de 2013, como resultado de algumas iniciativas e projetos, incluindo uma nova linha de transmissão elétrica que vai fornecer energia mais barata para as operações elétricas do campo, o maior uso de transporte por oleoduto em substituição ao transporte mais caro de petróleo cru por caminhão e mais eficiências e otimizações relacionadas aos custos e suprimentos de diluentes.
Para o quarto trimestre de 2013, a empresa conseguiu atingir um custo operacional de petróleo de $ 30,41/bbl, em comparação com $ 37,87/bbl no quarto trimestre de 2012, uma redução de $ 7,46/bbl, em comparação com o mesmo período de 2012, resultando em uma conquista substancial da meta de redução de $ 8,00/bbl. Com a eletrificação da linha de transmissão de energia elétrica PEL (que fornece energia elétrica a menor custo para as operações dos campos Rubiales e Quifa), depois da aprovação ministerial, na Colômbia, em janeiro, a empresa espera realizar um ano inteiro de redução de custos de produção em 2014 e tem, agora, a meta de custos operacionais de $ 28,00 a $ 30,00/boe para o ano, abaixo da orientação anual original de $ 30,00 a $ 33,00/boe.
A empresa também relata separadamente netback sobre o petróleo cru para comercialização, que foi de $ 1,54/bbl em 2013, em comparação com $ 3,38 bbl em 2012. O netback nas atividades de comercialização de óleo cru, durante o quarto trimestre e encerramento do ano de 2013, foi menor do que o de 2012, devido principalmente a um aumento nos custos de compras relativas aos preços de vendas. Mais informações sobre petróleo para comercialização estão disponíveis no MD&A.
Reservas de 2013
O quadro abaixo sumariza informações contidas nos relatórios de reservas preparados por firmas independentes de engenharia de reservas da empresa, RPS Energy Canada Ltd., Petrotech Engineering Ltd., Netherland Sewell & Associates Inc. e DeGolyer McNaughton, com data de vigência de 31 de dezembro de 2013. Os relatórios das reservas foram preparados em conformidade com o "Instrumento Nacional 51-101 -- Padrões de Divulgação das Atividades de Petróleo e Gás ("NI 51-101" ? "National Instrument 51-101 -- Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities") e incluídos no "Formulário 51-101 F1 -- Declaração de dados de reserva e outras informações de petróleo e gás para a Pacific Rubiales Energy Corp." (Form 51-101 F1 -- Statement of Reserves Data And Other Oil and Gas Information for Pacific Rubiales Energy Corp) (o "Relatório FI") da empresa, protocolado no SEDAR.
O total de reservas líquidas 2P, expressadas em boe, aumentou um pouco no Relatório F1, em comparação com o anunciado anteriormente, por causa de um pequeno movimento líquido não material de royalties pagos em espécie para pagos em dinheiro.
Reservas em 31 de dezembro de 2013 (MMboe1)
País
Campo
Total Provado (P1)
Provável (P2)
Provado mais Provável (2P)
Tipo de hidrocarboneto
100%
Brutas
Líquidas
100%
Brutas
Líquidas
100%
Brutas
Líquidas
Colômbia
Rubiales
197,8
83,5
66,8
-
-
-
197,8
83,5
66,8
Óleo pesado
Quifa SW
133,8
80,3
64,8
11,8
7,1
5,8
145,6
87,3
70,5
Óleo pesado
CPE-6
34,1
17,0
15,6
104,5
52,3
47,3
138,6
69,3
62,9
Óleo pesado
Rio Ariari2
10,3
10,3
9,7
35,7
35,7
33,5
46,1
46,1
43,2
Óleo pesado
Outros blocos de óleo pesado3
99,3
69,5
58,2
76,6
48,3
39,8
175,9
117,8
98,0
Óleo pesado
Blocos da Petrominerales4
49,5
32,0
28,4
27,7
19,6
17,5
77,2
51,6
45,9
Óleo leve e médio
Outros blocos de óleo leve5
47,7
34,4
29,7
17,6
11,4
9,6
65,3
45,8
39,4
Óleo leve e médio, gás natural associado
Blocos de gás natural 6
107,2
107,2
100,2
20,5
20,5
19,2
127,6
127,6
119,3
Gás natural
Subtotal
679,6
434,1
373,3
294,4
194,8
172,6
974,0
629,0
546,0
Óleo e gás natural
Peru
Blocos Z-1 e 131
42,7
20,8
20,8
106,6
52,2
52,4
149,3
73,0
73,2
Óleo leve e médio, gás natural
Total em 31 de dez. de 2013
722,3
454,9
394,1
400,9
247,1
225,1
1.123,3
702,0
619,2
Óleo e gás natural
Total em 31 de dez. de 2012
670,4
389,8
335,5
373,9
209,8
178,2
1.044,4
599,6
513,7
Diferença
51,9
65,2
58,6
27,0
37,2
46,9
78,9
102,4
105,5
Produção em 2013
113,6
57,7
47,2
Total de reservas incorporadas
192,4
160,1
152,7
Notas: 1Ver a seção "Conversão do Boe" em "Informes", no final deste comunicado à imprensa.
2Bloco de petróleo pesado da Petrominerales, adquirido em 2013 (sem registros de períodos anteriores). 3Inclui as propriedades de Cajua, Quifa Norte e Sabanero. 4Blocos de petróleo leve e médio da Petrominerales, adquiridos em 2013 (excluindo o petróleo pesado do Bloco Ariari) 5Todas as demais propriedades de petróleo leve (excluindo os blocos da Petrominerales). 6Inclui as propriedades de La Creciente e Guama. No quadro acima, 100% se refere à participação acionária de 100% no campo. Reservas brutas se referem à participação acionária antes de descontar royalties. Receitas líquidas se referem à participação acionária depois de descontar royalties. As somas dos números na tabela podem não conferir devido a arredondamentos.
Informe sobre a exploração
Durante 2013, um total de 34 poços de exploração foram perfurados (incluindo poços de avaliação e estratigráficos), resultando em 23 descobertas que atingiram um índice de sucesso de 68%. Desses poços de exploração, 18 foram perfurados durante o quarto trimestre do ano. Essa campanha de perfuração de exploração resultou em novas descobertas nos blocos the CPE-6, Rio Ariari, Quifa, Arrendajo, Cravoviejo, Cachicamo, Casanare Este, Casimena, Cubiro, Yama, La Creciente e Guama na Colômbia, no Bloco 131 no Peru e nos blocos da Karoon no Brasil. Mais informações estão disponíveis no MD&A trimestral e de encerramento de 2013 da empresa.
Informações da teleconferência sobre o quarto trimestre e encerramento do ano de 2013
A empresa programou uma teleconferência para investidores e analistas para quinta-feira, 13 de março de 2014, às 8h (horário de Bogotá), 9h (horário de Toronto) e 10h (horário de Brasília), para discutir seus resultados do quarto trimestre e do encerramento do ano de 2013. 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):
23639502
ID da conferência (em espanhol):
23580209
A conferência será transmitida por webcast, que poderá ser acessado através do seguinte link: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.
Retransmissões da conferência serão disponibilizadas até às 23h59 (horário de Toronto) de 27 de março de 2014 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):
23639502
ID da retransmissão (em espanhol):
23580209
A Pacific Rubiales, empresa sediada no Canadá, produtora de gás natural e óleo cru, controla integralmente a Meta Petroleum Corp., que opera os campos de petróleo pesado de Rubiales, Piriri e Quifa na Bacia de Llanos, e também controla integralmente a Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera o campo de gás natural La Creciente no noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales também adquiriu 100% da Petrominerales Ltd., que é proprietária de ativos de petróleo pesado e leve na Colômbia e de ativos de petróleo e gás no Peru, bem como de 100% da PetroMagdalena Energy Corp., que é proprietária de ativos de petróleo leve na Colômbia, e de 100% da C&C Energia Ltd.,que é proprietária de ativos de petróleo leve na Bacia de Llanos. Além disso, a empresa tem um portfólio diversificado de ativos além da Colômbia, que inclui ativos de produção e exploração no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana e Papua Nova Guiné.
As ações ordinárias da empresa são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange), na Bolsa de Valores da Colômbia e, como instituição brasileira de Certificados de Depósitos, na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros do Brasil, sob os símbolos PRE, PREC e PREB, 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. As declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da empresa sejam materialmente 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 materialmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza das estimativas 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 de estimativa dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e nas taxas de câmbio; inflação; mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Peru, Guatemala, Brasil, Papua Nova Guiné ou Guiana; alterações dos 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; o impacto de reivindicações ambientais, indígenas e outras e do atraso que tais reivindicações podem causar nos planos de desenvolvimento esperados pela empresa e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no formulário de informações anuais da empresa, datadas de 13 de março de 2014, arquivadas na SEDAR no endereço http://www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é válida a partir da data em que é feita e, exceto pelo que pode ser requerido por legislação aplicada a valores mobiliários, 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, as 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 materialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado à imprensa, devido a, entre outros fatores, dificuldades e interrupções ocorridas durante a produção de hidrocarbonetos.
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.
Todas 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 P2 da empresa de aproximadamente 4,9 e 6,9 MMboe respectivamente.
Definitions
Bcf
Bilhões de pés cúbicos.
Bcfe
Bilhões de pés cúbicos de gás natural equivalentes.
bbl
Barris de petróleo.
bbl/d
Barris de petróleo por dia.
boe
Barris de petróleo equivalentes. A medida 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 na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na boca do poço.
boe/d
Barris de óleo equivalentes por dia.
Mbbl
Milhares de barris.
Mboe
Milhares de barris de óleo equivalentes.
MMbbl
Milhões de barris.
MMboe
Milhões de barris de óleo equivalentes.
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 e português. 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.
PDF disponível em: http://40rhel5streamview01.newswire.ca/media/2014/03/13/20140313-743510-37883-1c4e8e86-b13a-4791-9cae-3276864432ce.pdf
PDF disponível em: http://40rhel5streamview01.newswire.ca/media/2014/03/13/20140313-743510-37884-1c4e8e86-b13a-4791-9cae-3276864432ce.pdf
PDF disponível em: http://40rhel5streamview01.newswire.ca/media/2014/03/13/20140313-743510-37885-1c4e8e86-b13a-4791-9cae-3276864432ce.pdf
Para mais informações:
Christopher (Chris) LeGallais Vice-presidente sênior para Relações com Investidores+1 (647) 295-3700
Roberto Puente Gerente sênior para Relações com Investidores+57 (1) 511-2298
Kate Stark Gerente para Relações com Investidores+1 (416) 362-7735
(PRE.)
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.