Pacific Rubiales divulga resultados do terceiro trimestre de 2014: relata recorde em volume de
TORONTO, 6 de novembro de 2014 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) divulgou hoje seus resultados financeiros consolidados, para o trimestre encerrado em 30 de setembro de 2014, 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 líquida (descontados royalties) no trimestre foi de 144.722 boe/d, um aumento de 13% em comparação com o mesmo período de 2013;
A produção bruta (antes do desconto de royalties) no trimestre foi de 173.719 boe/d, um aumento de 10% em comparação com o mesmo período de 2013;
O volume de vendas no trimestre atingiu um recorde de 163.617 boe/d, um aumento de 32% em comparação com o mesmo período de 2013 e de 6% sobre o período anterior;
O total combinado de netback a $ 55,08/boe no trimestre e $ 60,44/boe no acumulado do ano permaneceu forte, com uma redução de $ 7,68/boe sobre o trimestre anterior, inteiramente atribuível ao declínio dos preços internacionais do petróleo.
Destaques financeiros:
O fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) no trimestre atingiu um recorde de $ 606 milhões, um aumento de 33% em comparação com o mesmo período de 2013, de 14% sobre o período anterior e de $ 1,6 bilhão nos primeiros nove meses do ano;
As receitas no trimestre foram de $ 1,3 bilhão, um aumento de 20% em comparação com o mesmo período de 2013 e $ 4,0 bilhões nos primeiros nove meses do ano;
O EBITDA Ajustado (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation, and Amortization -- lucro sem dedução de juros, impostos, depreciação e amortização) no trimestre foi de $ 635 milhões, um aumento de 4% em comparação com o mesmo período de 2013, representando uma margem de 48% sobre o total das receitas no período. Nos primeiros nove meses do ano, o EBITDA ajustado foi de $ 2,1 bilhões, representando uma margem de 52% sobre as receitas no período.
Outros destaques:
Atualmente, a empresa tem sete poços produzindo aproximadamente 1.000 bbl/d no Bloco CPE-6 e três poços produzindo aproximadamente 550 bbl/d no Bloco Rio Ariari. As perfurações de avaliação continuam nos dois blocos, enquanto instalações estão em construção. Dois poços de avaliação perfurados recentemente no CPE-6 ficaram acima das expectativas.
A construção da Fase 1 da instalação de processamento central ("CPF" -- central processing facility) no Bloco CPE-6 já está concluída e o comissionamento da CPF está acompanhando a conclusão e associação das linhas de fluxo esperadas para o início do próximo mês. A empresa apresentou a sua parceira um plano para 15 poços de desenvolvimento que, se aprovado, irá possibilitar o reforço da produção.
A Diretoria do Banco Mundial aprovou a compra pela International Finance Corporation ("IFC") de uma participação de 43% em alguns dos ativos de oleoduto e transporte da empresa ("Pacific Midstream"), por um pagamento total de $ 320 milhões. O fechamento da transação é esperado para este mês.
Durante o trimestre, a empresa substituiu todas as suas obrigações de dívidas corporativas de curto prazo por dívidas de longo prazo, reduzindo os pagamentos de juros em geral e estendendo o vencimento da maioria de suas dívidas de longo prazo para além de 2018. Isso foi concretizado com a emissão de títulos preferenciais no valor de $ 750 milhões e o início de uma oferta de troca, fechada no início de outubro.
No lado da exploração, no Peru, o poço de Los Angeles começou os testes de produção de longo prazo em setembro e já está produzindo a um fluxo natural de 2.258 bbl/d. Maior sucesso na exploração do Bloco Z-1 offshore resultou na descoberta de novos horizontes de produção nos atuais campos, o que será avaliado nos próximos meses.
Depois do terceiro trimestre, o poço de Ardilla gerou outro sucesso no Bloco Guatiquia, na Colômbia, penetrando 71 pés de espessura porosa (net pay) na unidade LS-1 e nas Formações de Guadalupe e de Mirador. Um programa de conclusão e de testes está em andamento, atualmente, começando com a unidade LS-1. Esse poço apresentou no teste uma trapa estrutural independente e separada de outras concentrações ao longo da tendência estrutural de Yatay, Candelilla, Avispa e Ceibo, sugerindo a presença de um sistema de petróleo mais amplo, que pressionou obstruções estruturais diferentes, descobertos até o momento.
No poço de exploração Raptor-1 em Papua Nova Guiné, foram perfurados 13.130 pés, com manifestações de hidrocarboneto em uma coluna maior que 660 pés no calcário de Kapau, o reservatório visado. O poço está sendo testado, atualmente, em buraco aberto em todo o intervalo. Gás e condensado foram registrados na superfície. A operadora do poço, a InterOilCorporation, continua testando o Raptor-1 e fazendo a limpeza do poço.
Após o trimestre, a empresa firmou um Memorando de Entendimento e Cooperação ("MOU" -- Memorandum of Understanding and Cooperation) de três anos com a empresa estatal de petróleo do México, a Petróleos Mexicanos e suas entidades subsidiárias ("Pemex"), estabelecendo um sistema de cooperação em projetos potenciais de petróleo e gás no México.
A empresa reduziu as expectativas de dispêndio de capital em exploração e produção (E&P) de 2014 para $ 2,3 bilhões, da diretriz original de $ 2,5 bilhões, para compensar a produção anual no segmento inferior de nossa diretriz e os menores preços internacionais do petróleo, no segundo semestre do ano.
O CEO da empresa, Ronald Pantin, declarou:
"Apesar do frágil ambiente de preços da commodity e as condições operacionais desafiadoras durante o trimestre, nosso foco em crescimento e em excelência operacional nos permitiu continuar a obter resultados fortes, incluindo volumes de vendas recordes de 164 Mboe/d e fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) recordes de $ 606 milhões. No acumulado do ano, a empresa gerou mais de $ 2,1 bilhões em EBITDA ajustado e receitas recordes de $ 4,0 bilhões. Os lucros líquidos no trimestre caíram para $ 3,5 milhões, devido ao impacto de itens não monetários, resultantes principalmente de grande depreciação na taxa de câmbio do peso colombiano. Os lucros líquidos de operações, que removem o impacto de itens ocasionais, foram fortes, atingindo $ 201 milhões".
"Nosso netback total combinado de $ 55,08/boe no trimestre e $ 60,44/boe no acumulado do ano permaneceu forte, com uma queda de $ 7,68/boe em relação ao trimestre anterior, inteiramente atribuível ao declínio dos preços internacionais do petróleo. Nossos custos operacionais básicos do petróleo (produção, transporte e diluentes) no trimestre caíram em aproximadamente $ 1/bbl, em comparação com o trimestre anterior, e em aproximadamente $ 4/bbl (10% de redução) em comparação com o mesmo período do ano passado. A empresa mantém seu foco em esforços para obter eficiências de custo, com o objetivo de manter um netback robusto".
"A produção líquida de 145 Mboe/d e volume de vendas de 164 Mboe/d no trimestre representam um crescimento de 13% e 32%, respectivamente, em comparação com o mesmo período do ano passado. Nos primeiros nove meses de 2014, a produção média foi de 148 Mboe/d, em conformidade com o segmento inferior da diretriz de produção anual da empresa. Essa diretriz foi baseada na expectativa de crescimento para o segundo semestre do ano. Um crescimento significativo na produção de petróleo leve e médio se materializou. Entretanto, com o campo Rubiales produzindo abaixo do plano, devido à capacidade limitada de eliminação de água, agora esperamos que a produção anual deve ficar no segmento mais baixo de nossa diretriz".
"O Campo Rubiales representa, agora, uma pequena percentagem da produção da empresa, contribuindo com 40% da produção líquida no atual trimestre, que foi de 56% e 59% no mesmo período de 2013 e 2012, respectivamente. Essa diversificação foi conseguida, em sua maior parte, através do crescimento da produção de petróleo leve e médio. Nos últimos 12 meses, a empresa mais do que dobrou sua produção líquida de petróleo leve e, nos primeiros nove meses deste ano, adicionou aproximadamente 10.000 bbl/d à produção líquida de petróleo leve, através de perfurações de exploração bem-sucedidas. Esperamos que a tendência do crescimento da produção de petróleo leve irá continuar".
"É importante reconhecer que o Campo Rubiales é um campo de petróleo maduro, com um corte de água crescente e que a produção, neste ano, foi impactada pela capacidade limitada de eliminação de água, devido a atrasos na concessão da licença. A capacidade de eliminação de água deve aumentar em 0,5 milhão de bbl/d adicionais com o recebimento da aprovação regulamentar final, necessária para começar as operações da Fase 1 da instalação de osmose reversa de Agrocascada. A entrada em operação da instalação de Agrocascada, esperada agora para o início de dezembro, vai possibilitar o aumento da produção do Campo Rubiales em aproximadamente 20.000 bbl/d (produção bruta total do campo). Além disso, a empresa fez uma proposta formal à Ecopetrol, S.A. ("Ecopetrol") e ao governo da Colômbia para empregar sua tecnologia de recuperação de petróleo (STAR) aperfeiçoada no Campo Rubiales, em troca de um novo contrato que se prolonga para além de 2016. Acreditamos que essa proposta forneça um benefício líquido substancial a todos os grupos interessados e aos parceiros no Campo Rubiales".
"Durante o trimestre, a campanha de avaliação nos blocos CPE-6 e Rio Ariari continuaram a avançar, enquanto instalações estavam em construção. Atualmente, a empresa tem sete poços produzindo aproximadamente 1.000 bbl/d no Bloco CPE-6 e três poços produzindo aproximadamente 550 bbl/d no Bloco Rio Ariari. Dois poços de avaliação recentes produziram acima das expectativas e a empresa está prosseguindo com o programa de poços de avaliação remanescente. A construção da Fase 1 da CPF no CPE-6 está concluída e o comissionamento está acompanhando a construção da linha de fluxo e a associação deve ser terminada no início do próximo mês. Como operadora do bloco, a empresa apresentou a sua parceira um plano para 15 poços de desenvolvimento que, se aprovado, irá possibilitar que o reforço da produção prossiga. Permanecemos muito confiantes no desenvolvimento desse importante campo de petróleo pesado".
"A Diretoria do Banco Mundial aprovou a compra pela IFC de 43% da participação acionária na Pacific Midstream, por um pagamento total de $ 320 milhões. A maioria das receitas de venda, vinda dessa transação, é esperada para o final deste ano e será disponibilizada para redução da dívida e/ou investimento nas atividades de exploração e produção (E&P)".
"Durante o trimestre, emitimos, com sucesso, novos títulos preferenciais no valor de $ 750 milhões e iniciamos uma oferta de troca, que fechou no início de outubro, de nossos títulos de 2021 por novos títulos de 2025. Através dessas transações, conseguimos pagar todas as nossas obrigações das dívidas corporativas de curto prazo, reduzir os pagamentos de juros em geral e estender o vencimento de nossas dívidas de longo prazo".
"Nossa estratégia financeira e de capital se foca na manutenção de um balanço patrimonial saudável e na garantia de fundos para futuro crescimento, ao mesmo tempo em que geramos retornos sólidos a nossos acionistas. A empresa está bem posicionada para lidar com um ambiente externo de menores preços internacionais do petróleo e, em vista do atual ambiente de preços, estamos avaliando todos os nossos programas de dispêndio de capital".
"Recentemente, melhoramos nosso balanço patrimonial e temos uma linha de crédito rotativo não sacado de $ 1,0 bilhão disponível, se necessário. Nosso portfólio diversificado de ativos tem a flexibilidade e componentes discricionários que nos permitem desacelerar o dispêndio de capital, ao mesmo tempo em que mantemos o crescimento da produção. Temos cobertura de commodity à disposição, que garante segurança de fluxo de caixa em curto a médio prazos. Nossa política é resguardar aproximadamente 30% de nossa produção e, no quarto trimestre de 2014, mantivemos 32% de nossa produção líquida de petróleo resguardada por um preço mínimo de aproximadamente $ 80/bbl. Além disso, tivemos oportunidades de fazer maiores economias de custo e alienação de ativos para fornecer fundos adicionais, se necessário. Nossa diretriz original de capital para 2014 era de $ 2,5 bilhões em despesas de E&P. No entanto, agora esperamos que essas despesas serão de cerca de $ 2,3 bilhões, porque contrabalançamos a produção anual no segmento inferior de nossa diretriz e por causa dos menores preços internacionais do petróleo no segundo semestre do ano. A empresa vai alocar dispêndio de capital para projetos materiais de maior retorno em nosso portfólio".
"Olhando para o futuro, continuamos a buscar oportunidades de crescimento e diversificação, focadas na América Latina, ao mesmo tempo em que mantemos a disciplina de capital e nos focamos em fornecer retornos saudáveis aos acionistas. Em outubro deste ano, nos tornamos uma das primeiras produtoras independentes de petróleo e gás a assinar um acordo com a Pemex, após a ampla reforma do setor energético aprovada pelo México. Esperamos que o México será um propulsor significativo de crescimento futuro da empresa e assumimos o compromisso de promover ainda mais nossos planos no país, conforme continuamos a construir a principal empresa independente focada em exploração e produção na América Latina".
Resultados financeiros
Sumário financeiro
2014
2013
3o TRI
2o TRI
3o TRI
Receitas de vendas de petróleo e gás ($ milhões)
1.330,4
1.344,7
1.110,0
EBITDA ajustado ($ milhões) 1, 4
635,1
721,6
612,1
Margem de EBITDA ajustado (EBITDA ajustado/receitas)
48%
54%
55%
EBITDA ajustado por ação 1, 4
2,02
2,30
1,89
Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) ($ milhões)1
606,2
531,6
455,1
Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) por ação 1
1,93
1,70
1,41
Lucro líquido de operações ($ milhões) 1
200,6
337,5
237,2
Lucro líquido de operações por ação 1
0,64
1,08
0,73
Lucro líquido ($ milhões) 2
3,5
228,5
84,0
Lucro líquido por ação
0,01
0,73
0,26
Produção líquida (boe/d)
144.722
149.118
127.728
Volume de vendas (boe/d)
163.617
155.027
123.689
Taxa de câmbio (COP$ / US$) 3
2.028
1.881,19
1.914,65
Média de ações em circulação ? básicas (milhões)
314,7
313,6
323,4
1 Os 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 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 no COP.
4 A empresa usa o EBITDA ajustado como 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
2014
2013
3o TRI
2o TRI
3o TRI
Petróleo e líquidos (bbl/d)
Colômbia 1
132.148
136.215
115.934
Peru
2.305
2.541
1.285
Total de petróleo e líquidos (bbl/d) 1
134.453
138.756
117.219
Gás natural (boe/d) 2
Colômbia
10.269
10.362
10.509
Total de gás natural (boe/d)
10.269
10.362
10.509
Total da produção equivalente (boe/d)
144.722
149.118
127.728
1 Inclui a participação adicional de 40% no Bloco Cubiro, adquirido da FIHC, a partir de 1o de abril de 2014, de acordo com uma transação fechada em 12 de agosto de 2014, que produziu a 3.626 bbl/d.
2 Taxa de conversão de gás natural pelo padrão colombiano de 5.7 Mcf/bbl. Detalhes sobre a produção adicional estão disponíveis na MD&A.
A produção líquida no trimestre foi, em média, de 144.722 boe/d, um aumento de 13% sobre o mesmo período do ano passado e queda de 3% sobre o segundo trimestre de 2014. A produção do Campo Rubiales caiu 5,131 bbl/d, em comparação com o trimestre anterior, devido principalmente à capacidade limitada de eliminação de água e condições meteorológicas que afetaram as operações. Essa queda foi parcialmente compensada por aumentos na produção no Campo Quifa SW, bem como em diversos campos de petróleo leve e médio na Colômbia e no Peru. A produção líquida acumulada no ano foi, em média, de 147.541 boe/d, 15% maior do que a dos nove primeiros meses de 2013.
A produção líquida de petróleo cru leve e médio responde por 34% do volume de produção no trimestre, um aumento de 16% sobre o mesmo período do ano passado. A empresa aumentou significativamente a produção de petróleo leve e médio desde 2013, através de aquisições direcionadas e descobertas de explorações. Nossa produção de petróleo leve na Colômbia é usada como um substituto de menor custo e mais seguro de diluentes, em nossos negócios de petróleo pesado.
Volumes de produção e vendas
Produção para total de reconciliação de vendas
2014
2013
3o TRI
2o TRI
3o TRI
Produção líquida
Petróleo da Colômbia (bbl/d)
132.148
136.215
115.934
Gás da Colômbia (boe/d)1
10.269
10.362
10.509
Petróleo do Peru (bbl/d)
2.305
2.541
1.285
Total da produção líquida (boe/d)1
144.722
149.118
127.728
Volume de vendas (boe/d)
Produção disponível para venda (boe/d)
144.722
149.118
127.728
Volumes de diluentes (bbl/d)
2.395
2.234
3.146
Volumes de petróleo para comercialização (bbl/d)
14.827
8.619
4.224
Acordo da PAP (bbl/d) 2
-
-
(6.546)
Giro de estoques e outros (boe/d)
1.673
(4.944)
(4.863)
Total de volumes vendidos (boe/d)
163.617
155.027
123.689
1 Inclui a participação adicional de 40% no Bloco Cubiro, adquirido da FIHC, a partir de 1o de abril de 2014, de acordo com uma transação fechada em 12 de agosto de 2014, que produziu a 3.626 bbl/d.
2 Corresponde ao estoque entregue à Ecopetrol durante 2013 e 2014, relativo ao acordo de arbitragem da PAP.
No final do primeiro trimestre de 2014, a empresa havia entregado integralmente todos os volumes existentes antes do período PAP. Mais informações sobre volume de produção e de vendas estão disponíveis na MD&A.
A empresa produz e vende petróleo cru e gás natural. E também compra líquidos e petróleo cru de terceiros para fins de comercialização e destilado para misturar diluente com a produção de petróleo pesado, o que está incluído no relatório de "volumes vendidos". Os volumes de vendas também são impactados pelo movimento 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 trimestre aumentou para 144.722 boe/d de 127.728 boe/d em comparação com o mesmo período de 2013 (um aumento de 13%), devido aos crescentes volumes nos campos produtivos. Os volumes de diluentes comprados ficaram em níveis similares ao do mesmo período de 2013, em consequência da substituição de diluentes comprados por petróleo leve cru próprio da empresa. O volume de petróleo para comercialização ("OFT -- oil for trading") no trimestre aumentou para 14.827 bbl/d, de 4.224 bbl/d há um ano, enquanto os saldos de estoque no trimestre aumentaram para 1.673 boe/d, baseado em um acúmulo de 4.944 boe/d no período anterior e de um acúmulo de 4.863 boe/d relatado no mesmo período do ano passado.
O total de volumes vendidos, composto pelos volumes de produção disponíveis para venda, volumes de diluentes comprados, volumes de OFT, a produção adicional disponível para a venda após o acordo da arbitragem "PAP" com a Ecopetrol e mudanças no saldo de estoques. Os volumes totais aumentaram para 163.617 boe/d no presente trimestre, em comparação com 123.689 boe/d no mesmo período do ano passado (um aumento de 32%).
Netbacks operacionais e volumes de vendas
Volumes de produção de petróleo e gás e netbacks
3o TRI 2014
2o TRI 2014
3o TRI 2013
Petróleo
Gás natural
Combinado
Petróleo
Gás natural
Combinado
Combinado
Volume de produção vendido (boe/d)1
138.667
10.123
148.790
136.108
10.300
146.408
119.465
Preços de venda de óleo cru e gás natural ($/boe)
92,14
31,95
88,05
99,76
31,33
94,95
97,29
Custos de produção ($/boe)
16,34
3,65
15,48
16,71
3,17
15,75
16,35
Custos de transporte ($/boe)
14,13
(0,08)
13,16
14,99
0,02
13,93
14,41
Custos de diluentes ($/boe)
2,30
2,15
2,19
-
2,03
3,50
Subtotal de custos ($/boe)
32,77
3,57
30,79
33,89
3,19
31,71
34,26
Outros custos ($/boe)
2,27
1,91
2,24
1,34
2,55
1,43
1,76
Custos de overlift/underlift ($/boe)
(0,01)
(0,65)
(0,06)
(1,01)
(0,15)
(0,95)
(1,25)
Total dos custos ($/boe)
35,03
4,83
32,97
34,22
5,59
32,19
34,77
Netback operacional ($/boe)
57,11
27,12
55,08
65,54
25,74
62,76
62,52
1 O volume de produção vendido exclui o volume de petróleo para comercialização.
Mais informações sobre custos e netback estão disponíveis na MD&A.
O total combinado de netback a $ 55,08/boe no trimestre e $ 60.44/boe no acumulado do ano permanece forte, apesar da queda de $7,68/boe em relação ao trimestre anterior, inteiramente atribuível ao declínio dos preços internacionais do petróleo.
Apesar do impacto da queda nos preços do petróleo, a empresa continuou a obter margens combinadas de netback operacional robusto a 63%, em comparação com 64% no mesmo período do ano passado e 66% no trimestre anterior.
Desde 2013, a empresa tomou diversas medidas para reduzir os custos operacionais do petróleo. O custo dos diluentes no trimestre caiu $ 1,35/boe, em comparação com o mesmo período em 2013, o que foi conseguido com a aquisição direcionada de cru leve, que vem sendo usado para substituir os diluentes mais caros, comprados de terceiros. O custo de produção caiu para $ 15,48/boe, de $ 16,35/boe no terceiro trimestre de 2013. O custo de transporte no trimestre diminuiu em comparação com o terceiro trimestre de 2013, em consequência de um volume menor de petróleo transportado por caminhão-tanque. A empresa tem sido capaz de manter baixos os custos de transporte, apesar da interrupção periódica do Oleoduto Bicentenário, por desviar volumes para outros oleodutos, através de acordos de curto prazo, e por usar caminhões-tanque. O Oleoduto Bicentenário ficou inoperante por 41 dias no atual trimestre, em comparação com 80 dias no segundo trimestre de 2014 e 52 dias no primeiro trimestre de 2014.
Durante o trimestre, a empresa incorreu em $ 21,9 milhões em tarifas take-or-pay (pague mesmo que não use) líquidas, pagas ao Oleoduto Bicentenário, durante o período em que não havia capacidade disponível. A empresa está recebendo dividendos do oleoduto que compensam, parcialmente, o impacto da interrupção. Esse custo não foi incluído no cálculo do netback, porque o oleoduto estava inoperante e o custo é temporário, em natureza.
Informes sobre a exploração
Durante o terceiro trimestre de 2014, 14 poços foram perfurados na Colômbia e no Peru, consistindo de sete poços de exploração, cinco poços de avaliação e dois poços estratigráficos. As perfurações resultaram em uma nova descoberta no Bloco Canaguaro e confirmações e delineamentos adicionais de descobertas nos blocos Guatiquía, Albacora, Río Ariari e CPE?6.
Informações da teleconferência sobre o terceiro trimestre de 2014
A empresa programou uma teleconferência para investidores e analistas para quinta-feira, 6 de novembro de 2014, às 8h (horário de Toronto e de Bogotá) e 11h (horário de Brasília), para discutir os resultados do terceiro trimestre de 2014. 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 estão 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):
5954678
ID da conferência (em espanhol):
5952210
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 21 de novembro 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):
5954678
ID da retransmissão (em espanhol):
5952210
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 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 leve e pesado na Colômbia e ativos de petróleo e gás no Peru, 100% da PetroMagdalena Energy Corp., que é proprietária de ativos de petróleo leve na Colômbia, e 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 das empresas 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. 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 sobre as 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, Guiana ou 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; o impacto de reivindicações ambientais, indígenas e outras reivindicações e os atrasos 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 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, 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 ou interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.
Conversão do Boe
A medida Boe (barril de óleo equivalente), usada neste comunicado à imprensa, pode induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. Uma taxa de conversão boe de 5,7 Mcf: 1 bbl 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 boca 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 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 principalmente na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na boca do poço.
boe/d
Barris de petróleo equivalentes por dia.
Mbbl
Milhares de barris.
Mboe
Milhares de barris de petróleo equivalentes.
MMbbl
Milhões de barris.
MMboe
Milhões de barris de petróleo 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 royalty.
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://files.newswire.ca/959/PcRbQ3RsltsNov.pdf
PDF disponível em: http://files.newswire.ca/959/PcRbFSNov.pdf
PDF disponível em: http://files.newswire.ca/959/PcRbMDANov.pdf
Christopher (Chris) LeGallais, vice-presidente corporativo para Relações com Investidores, +1 (647) 295-3700; Frederick Kozak, vice-presidente para Relações com Investidores, +1 (403) 606-3165; Roberto Puente, gerente sênior para Relações com Investidores, +57 (1) 511-2298; Kate Stark, gerente para 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.
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
Destaques operacionais:
A produção líquida (descontados royalties) no trimestre foi de 144.722 boe/d, um aumento de 13% em comparação com o mesmo período de 2013;
A produção bruta (antes do desconto de royalties) no trimestre foi de 173.719 boe/d, um aumento de 10% em comparação com o mesmo período de 2013;
O volume de vendas no trimestre atingiu um recorde de 163.617 boe/d, um aumento de 32% em comparação com o mesmo período de 2013 e de 6% sobre o período anterior;
O total combinado de netback a $ 55,08/boe no trimestre e $ 60,44/boe no acumulado do ano permaneceu forte, com uma redução de $ 7,68/boe sobre o trimestre anterior, inteiramente atribuível ao declínio dos preços internacionais do petróleo.
Destaques financeiros:
O fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) no trimestre atingiu um recorde de $ 606 milhões, um aumento de 33% em comparação com o mesmo período de 2013, de 14% sobre o período anterior e de $ 1,6 bilhão nos primeiros nove meses do ano;
As receitas no trimestre foram de $ 1,3 bilhão, um aumento de 20% em comparação com o mesmo período de 2013 e $ 4,0 bilhões nos primeiros nove meses do ano;
O EBITDA Ajustado (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation, and Amortization -- lucro sem dedução de juros, impostos, depreciação e amortização) no trimestre foi de $ 635 milhões, um aumento de 4% em comparação com o mesmo período de 2013, representando uma margem de 48% sobre o total das receitas no período. Nos primeiros nove meses do ano, o EBITDA ajustado foi de $ 2,1 bilhões, representando uma margem de 52% sobre as receitas no período.
Outros destaques:
Atualmente, a empresa tem sete poços produzindo aproximadamente 1.000 bbl/d no Bloco CPE-6 e três poços produzindo aproximadamente 550 bbl/d no Bloco Rio Ariari. As perfurações de avaliação continuam nos dois blocos, enquanto instalações estão em construção. Dois poços de avaliação perfurados recentemente no CPE-6 ficaram acima das expectativas.
A construção da Fase 1 da instalação de processamento central ("CPF" -- central processing facility) no Bloco CPE-6 já está concluída e o comissionamento da CPF está acompanhando a conclusão e associação das linhas de fluxo esperadas para o início do próximo mês. A empresa apresentou a sua parceira um plano para 15 poços de desenvolvimento que, se aprovado, irá possibilitar o reforço da produção.
A Diretoria do Banco Mundial aprovou a compra pela International Finance Corporation ("IFC") de uma participação de 43% em alguns dos ativos de oleoduto e transporte da empresa ("Pacific Midstream"), por um pagamento total de $ 320 milhões. O fechamento da transação é esperado para este mês.
Durante o trimestre, a empresa substituiu todas as suas obrigações de dívidas corporativas de curto prazo por dívidas de longo prazo, reduzindo os pagamentos de juros em geral e estendendo o vencimento da maioria de suas dívidas de longo prazo para além de 2018. Isso foi concretizado com a emissão de títulos preferenciais no valor de $ 750 milhões e o início de uma oferta de troca, fechada no início de outubro.
No lado da exploração, no Peru, o poço de Los Angeles começou os testes de produção de longo prazo em setembro e já está produzindo a um fluxo natural de 2.258 bbl/d. Maior sucesso na exploração do Bloco Z-1 offshore resultou na descoberta de novos horizontes de produção nos atuais campos, o que será avaliado nos próximos meses.
Depois do terceiro trimestre, o poço de Ardilla gerou outro sucesso no Bloco Guatiquia, na Colômbia, penetrando 71 pés de espessura porosa (net pay) na unidade LS-1 e nas Formações de Guadalupe e de Mirador. Um programa de conclusão e de testes está em andamento, atualmente, começando com a unidade LS-1. Esse poço apresentou no teste uma trapa estrutural independente e separada de outras concentrações ao longo da tendência estrutural de Yatay, Candelilla, Avispa e Ceibo, sugerindo a presença de um sistema de petróleo mais amplo, que pressionou obstruções estruturais diferentes, descobertos até o momento.
No poço de exploração Raptor-1 em Papua Nova Guiné, foram perfurados 13.130 pés, com manifestações de hidrocarboneto em uma coluna maior que 660 pés no calcário de Kapau, o reservatório visado. O poço está sendo testado, atualmente, em buraco aberto em todo o intervalo. Gás e condensado foram registrados na superfície. A operadora do poço, a InterOilCorporation, continua testando o Raptor-1 e fazendo a limpeza do poço.
Após o trimestre, a empresa firmou um Memorando de Entendimento e Cooperação ("MOU" -- Memorandum of Understanding and Cooperation) de três anos com a empresa estatal de petróleo do México, a Petróleos Mexicanos e suas entidades subsidiárias ("Pemex"), estabelecendo um sistema de cooperação em projetos potenciais de petróleo e gás no México.
A empresa reduziu as expectativas de dispêndio de capital em exploração e produção (E&P) de 2014 para $ 2,3 bilhões, da diretriz original de $ 2,5 bilhões, para compensar a produção anual no segmento inferior de nossa diretriz e os menores preços internacionais do petróleo, no segundo semestre do ano.
O CEO da empresa, Ronald Pantin, declarou:
"Apesar do frágil ambiente de preços da commodity e as condições operacionais desafiadoras durante o trimestre, nosso foco em crescimento e em excelência operacional nos permitiu continuar a obter resultados fortes, incluindo volumes de vendas recordes de 164 Mboe/d e fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) recordes de $ 606 milhões. No acumulado do ano, a empresa gerou mais de $ 2,1 bilhões em EBITDA ajustado e receitas recordes de $ 4,0 bilhões. Os lucros líquidos no trimestre caíram para $ 3,5 milhões, devido ao impacto de itens não monetários, resultantes principalmente de grande depreciação na taxa de câmbio do peso colombiano. Os lucros líquidos de operações, que removem o impacto de itens ocasionais, foram fortes, atingindo $ 201 milhões".
"Nosso netback total combinado de $ 55,08/boe no trimestre e $ 60,44/boe no acumulado do ano permaneceu forte, com uma queda de $ 7,68/boe em relação ao trimestre anterior, inteiramente atribuível ao declínio dos preços internacionais do petróleo. Nossos custos operacionais básicos do petróleo (produção, transporte e diluentes) no trimestre caíram em aproximadamente $ 1/bbl, em comparação com o trimestre anterior, e em aproximadamente $ 4/bbl (10% de redução) em comparação com o mesmo período do ano passado. A empresa mantém seu foco em esforços para obter eficiências de custo, com o objetivo de manter um netback robusto".
"A produção líquida de 145 Mboe/d e volume de vendas de 164 Mboe/d no trimestre representam um crescimento de 13% e 32%, respectivamente, em comparação com o mesmo período do ano passado. Nos primeiros nove meses de 2014, a produção média foi de 148 Mboe/d, em conformidade com o segmento inferior da diretriz de produção anual da empresa. Essa diretriz foi baseada na expectativa de crescimento para o segundo semestre do ano. Um crescimento significativo na produção de petróleo leve e médio se materializou. Entretanto, com o campo Rubiales produzindo abaixo do plano, devido à capacidade limitada de eliminação de água, agora esperamos que a produção anual deve ficar no segmento mais baixo de nossa diretriz".
"O Campo Rubiales representa, agora, uma pequena percentagem da produção da empresa, contribuindo com 40% da produção líquida no atual trimestre, que foi de 56% e 59% no mesmo período de 2013 e 2012, respectivamente. Essa diversificação foi conseguida, em sua maior parte, através do crescimento da produção de petróleo leve e médio. Nos últimos 12 meses, a empresa mais do que dobrou sua produção líquida de petróleo leve e, nos primeiros nove meses deste ano, adicionou aproximadamente 10.000 bbl/d à produção líquida de petróleo leve, através de perfurações de exploração bem-sucedidas. Esperamos que a tendência do crescimento da produção de petróleo leve irá continuar".
"É importante reconhecer que o Campo Rubiales é um campo de petróleo maduro, com um corte de água crescente e que a produção, neste ano, foi impactada pela capacidade limitada de eliminação de água, devido a atrasos na concessão da licença. A capacidade de eliminação de água deve aumentar em 0,5 milhão de bbl/d adicionais com o recebimento da aprovação regulamentar final, necessária para começar as operações da Fase 1 da instalação de osmose reversa de Agrocascada. A entrada em operação da instalação de Agrocascada, esperada agora para o início de dezembro, vai possibilitar o aumento da produção do Campo Rubiales em aproximadamente 20.000 bbl/d (produção bruta total do campo). Além disso, a empresa fez uma proposta formal à Ecopetrol, S.A. ("Ecopetrol") e ao governo da Colômbia para empregar sua tecnologia de recuperação de petróleo (STAR) aperfeiçoada no Campo Rubiales, em troca de um novo contrato que se prolonga para além de 2016. Acreditamos que essa proposta forneça um benefício líquido substancial a todos os grupos interessados e aos parceiros no Campo Rubiales".
"Durante o trimestre, a campanha de avaliação nos blocos CPE-6 e Rio Ariari continuaram a avançar, enquanto instalações estavam em construção. Atualmente, a empresa tem sete poços produzindo aproximadamente 1.000 bbl/d no Bloco CPE-6 e três poços produzindo aproximadamente 550 bbl/d no Bloco Rio Ariari. Dois poços de avaliação recentes produziram acima das expectativas e a empresa está prosseguindo com o programa de poços de avaliação remanescente. A construção da Fase 1 da CPF no CPE-6 está concluída e o comissionamento está acompanhando a construção da linha de fluxo e a associação deve ser terminada no início do próximo mês. Como operadora do bloco, a empresa apresentou a sua parceira um plano para 15 poços de desenvolvimento que, se aprovado, irá possibilitar que o reforço da produção prossiga. Permanecemos muito confiantes no desenvolvimento desse importante campo de petróleo pesado".
"A Diretoria do Banco Mundial aprovou a compra pela IFC de 43% da participação acionária na Pacific Midstream, por um pagamento total de $ 320 milhões. A maioria das receitas de venda, vinda dessa transação, é esperada para o final deste ano e será disponibilizada para redução da dívida e/ou investimento nas atividades de exploração e produção (E&P)".
"Durante o trimestre, emitimos, com sucesso, novos títulos preferenciais no valor de $ 750 milhões e iniciamos uma oferta de troca, que fechou no início de outubro, de nossos títulos de 2021 por novos títulos de 2025. Através dessas transações, conseguimos pagar todas as nossas obrigações das dívidas corporativas de curto prazo, reduzir os pagamentos de juros em geral e estender o vencimento de nossas dívidas de longo prazo".
"Nossa estratégia financeira e de capital se foca na manutenção de um balanço patrimonial saudável e na garantia de fundos para futuro crescimento, ao mesmo tempo em que geramos retornos sólidos a nossos acionistas. A empresa está bem posicionada para lidar com um ambiente externo de menores preços internacionais do petróleo e, em vista do atual ambiente de preços, estamos avaliando todos os nossos programas de dispêndio de capital".
"Recentemente, melhoramos nosso balanço patrimonial e temos uma linha de crédito rotativo não sacado de $ 1,0 bilhão disponível, se necessário. Nosso portfólio diversificado de ativos tem a flexibilidade e componentes discricionários que nos permitem desacelerar o dispêndio de capital, ao mesmo tempo em que mantemos o crescimento da produção. Temos cobertura de commodity à disposição, que garante segurança de fluxo de caixa em curto a médio prazos. Nossa política é resguardar aproximadamente 30% de nossa produção e, no quarto trimestre de 2014, mantivemos 32% de nossa produção líquida de petróleo resguardada por um preço mínimo de aproximadamente $ 80/bbl. Além disso, tivemos oportunidades de fazer maiores economias de custo e alienação de ativos para fornecer fundos adicionais, se necessário. Nossa diretriz original de capital para 2014 era de $ 2,5 bilhões em despesas de E&P. No entanto, agora esperamos que essas despesas serão de cerca de $ 2,3 bilhões, porque contrabalançamos a produção anual no segmento inferior de nossa diretriz e por causa dos menores preços internacionais do petróleo no segundo semestre do ano. A empresa vai alocar dispêndio de capital para projetos materiais de maior retorno em nosso portfólio".
"Olhando para o futuro, continuamos a buscar oportunidades de crescimento e diversificação, focadas na América Latina, ao mesmo tempo em que mantemos a disciplina de capital e nos focamos em fornecer retornos saudáveis aos acionistas. Em outubro deste ano, nos tornamos uma das primeiras produtoras independentes de petróleo e gás a assinar um acordo com a Pemex, após a ampla reforma do setor energético aprovada pelo México. Esperamos que o México será um propulsor significativo de crescimento futuro da empresa e assumimos o compromisso de promover ainda mais nossos planos no país, conforme continuamos a construir a principal empresa independente focada em exploração e produção na América Latina".
Resultados financeiros
Sumário financeiro
2014
2013
3o TRI
2o TRI
3o TRI
Receitas de vendas de petróleo e gás ($ milhões)
1.330,4
1.344,7
1.110,0
EBITDA ajustado ($ milhões) 1, 4
635,1
721,6
612,1
Margem de EBITDA ajustado (EBITDA ajustado/receitas)
48%
54%
55%
EBITDA ajustado por ação 1, 4
2,02
2,30
1,89
Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) ($ milhões)1
606,2
531,6
455,1
Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) por ação 1
1,93
1,70
1,41
Lucro líquido de operações ($ milhões) 1
200,6
337,5
237,2
Lucro líquido de operações por ação 1
0,64
1,08
0,73
Lucro líquido ($ milhões) 2
3,5
228,5
84,0
Lucro líquido por ação
0,01
0,73
0,26
Produção líquida (boe/d)
144.722
149.118
127.728
Volume de vendas (boe/d)
163.617
155.027
123.689
Taxa de câmbio (COP$ / US$) 3
2.028
1.881,19
1.914,65
Média de ações em circulação ? básicas (milhões)
314,7
313,6
323,4
1 Os 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 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 no COP.
4 A empresa usa o EBITDA ajustado como 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
2014
2013
3o TRI
2o TRI
3o TRI
Petróleo e líquidos (bbl/d)
Colômbia 1
132.148
136.215
115.934
Peru
2.305
2.541
1.285
Total de petróleo e líquidos (bbl/d) 1
134.453
138.756
117.219
Gás natural (boe/d) 2
Colômbia
10.269
10.362
10.509
Total de gás natural (boe/d)
10.269
10.362
10.509
Total da produção equivalente (boe/d)
144.722
149.118
127.728
1 Inclui a participação adicional de 40% no Bloco Cubiro, adquirido da FIHC, a partir de 1o de abril de 2014, de acordo com uma transação fechada em 12 de agosto de 2014, que produziu a 3.626 bbl/d.
2 Taxa de conversão de gás natural pelo padrão colombiano de 5.7 Mcf/bbl. Detalhes sobre a produção adicional estão disponíveis na MD&A.
A produção líquida no trimestre foi, em média, de 144.722 boe/d, um aumento de 13% sobre o mesmo período do ano passado e queda de 3% sobre o segundo trimestre de 2014. A produção do Campo Rubiales caiu 5,131 bbl/d, em comparação com o trimestre anterior, devido principalmente à capacidade limitada de eliminação de água e condições meteorológicas que afetaram as operações. Essa queda foi parcialmente compensada por aumentos na produção no Campo Quifa SW, bem como em diversos campos de petróleo leve e médio na Colômbia e no Peru. A produção líquida acumulada no ano foi, em média, de 147.541 boe/d, 15% maior do que a dos nove primeiros meses de 2013.
A produção líquida de petróleo cru leve e médio responde por 34% do volume de produção no trimestre, um aumento de 16% sobre o mesmo período do ano passado. A empresa aumentou significativamente a produção de petróleo leve e médio desde 2013, através de aquisições direcionadas e descobertas de explorações. Nossa produção de petróleo leve na Colômbia é usada como um substituto de menor custo e mais seguro de diluentes, em nossos negócios de petróleo pesado.
Volumes de produção e vendas
Produção para total de reconciliação de vendas
2014
2013
3o TRI
2o TRI
3o TRI
Produção líquida
Petróleo da Colômbia (bbl/d)
132.148
136.215
115.934
Gás da Colômbia (boe/d)1
10.269
10.362
10.509
Petróleo do Peru (bbl/d)
2.305
2.541
1.285
Total da produção líquida (boe/d)1
144.722
149.118
127.728
Volume de vendas (boe/d)
Produção disponível para venda (boe/d)
144.722
149.118
127.728
Volumes de diluentes (bbl/d)
2.395
2.234
3.146
Volumes de petróleo para comercialização (bbl/d)
14.827
8.619
4.224
Acordo da PAP (bbl/d) 2
-
-
(6.546)
Giro de estoques e outros (boe/d)
1.673
(4.944)
(4.863)
Total de volumes vendidos (boe/d)
163.617
155.027
123.689
1 Inclui a participação adicional de 40% no Bloco Cubiro, adquirido da FIHC, a partir de 1o de abril de 2014, de acordo com uma transação fechada em 12 de agosto de 2014, que produziu a 3.626 bbl/d.
2 Corresponde ao estoque entregue à Ecopetrol durante 2013 e 2014, relativo ao acordo de arbitragem da PAP.
No final do primeiro trimestre de 2014, a empresa havia entregado integralmente todos os volumes existentes antes do período PAP. Mais informações sobre volume de produção e de vendas estão disponíveis na MD&A.
A empresa produz e vende petróleo cru e gás natural. E também compra líquidos e petróleo cru de terceiros para fins de comercialização e destilado para misturar diluente com a produção de petróleo pesado, o que está incluído no relatório de "volumes vendidos". Os volumes de vendas também são impactados pelo movimento 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 trimestre aumentou para 144.722 boe/d de 127.728 boe/d em comparação com o mesmo período de 2013 (um aumento de 13%), devido aos crescentes volumes nos campos produtivos. Os volumes de diluentes comprados ficaram em níveis similares ao do mesmo período de 2013, em consequência da substituição de diluentes comprados por petróleo leve cru próprio da empresa. O volume de petróleo para comercialização ("OFT -- oil for trading") no trimestre aumentou para 14.827 bbl/d, de 4.224 bbl/d há um ano, enquanto os saldos de estoque no trimestre aumentaram para 1.673 boe/d, baseado em um acúmulo de 4.944 boe/d no período anterior e de um acúmulo de 4.863 boe/d relatado no mesmo período do ano passado.
O total de volumes vendidos, composto pelos volumes de produção disponíveis para venda, volumes de diluentes comprados, volumes de OFT, a produção adicional disponível para a venda após o acordo da arbitragem "PAP" com a Ecopetrol e mudanças no saldo de estoques. Os volumes totais aumentaram para 163.617 boe/d no presente trimestre, em comparação com 123.689 boe/d no mesmo período do ano passado (um aumento de 32%).
Netbacks operacionais e volumes de vendas
Volumes de produção de petróleo e gás e netbacks
3o TRI 2014
2o TRI 2014
3o TRI 2013
Petróleo
Gás natural
Combinado
Petróleo
Gás natural
Combinado
Combinado
Volume de produção vendido (boe/d)1
138.667
10.123
148.790
136.108
10.300
146.408
119.465
Preços de venda de óleo cru e gás natural ($/boe)
92,14
31,95
88,05
99,76
31,33
94,95
97,29
Custos de produção ($/boe)
16,34
3,65
15,48
16,71
3,17
15,75
16,35
Custos de transporte ($/boe)
14,13
(0,08)
13,16
14,99
0,02
13,93
14,41
Custos de diluentes ($/boe)
2,30
2,15
2,19
-
2,03
3,50
Subtotal de custos ($/boe)
32,77
3,57
30,79
33,89
3,19
31,71
34,26
Outros custos ($/boe)
2,27
1,91
2,24
1,34
2,55
1,43
1,76
Custos de overlift/underlift ($/boe)
(0,01)
(0,65)
(0,06)
(1,01)
(0,15)
(0,95)
(1,25)
Total dos custos ($/boe)
35,03
4,83
32,97
34,22
5,59
32,19
34,77
Netback operacional ($/boe)
57,11
27,12
55,08
65,54
25,74
62,76
62,52
1 O volume de produção vendido exclui o volume de petróleo para comercialização.
Mais informações sobre custos e netback estão disponíveis na MD&A.
O total combinado de netback a $ 55,08/boe no trimestre e $ 60.44/boe no acumulado do ano permanece forte, apesar da queda de $7,68/boe em relação ao trimestre anterior, inteiramente atribuível ao declínio dos preços internacionais do petróleo.
Apesar do impacto da queda nos preços do petróleo, a empresa continuou a obter margens combinadas de netback operacional robusto a 63%, em comparação com 64% no mesmo período do ano passado e 66% no trimestre anterior.
Desde 2013, a empresa tomou diversas medidas para reduzir os custos operacionais do petróleo. O custo dos diluentes no trimestre caiu $ 1,35/boe, em comparação com o mesmo período em 2013, o que foi conseguido com a aquisição direcionada de cru leve, que vem sendo usado para substituir os diluentes mais caros, comprados de terceiros. O custo de produção caiu para $ 15,48/boe, de $ 16,35/boe no terceiro trimestre de 2013. O custo de transporte no trimestre diminuiu em comparação com o terceiro trimestre de 2013, em consequência de um volume menor de petróleo transportado por caminhão-tanque. A empresa tem sido capaz de manter baixos os custos de transporte, apesar da interrupção periódica do Oleoduto Bicentenário, por desviar volumes para outros oleodutos, através de acordos de curto prazo, e por usar caminhões-tanque. O Oleoduto Bicentenário ficou inoperante por 41 dias no atual trimestre, em comparação com 80 dias no segundo trimestre de 2014 e 52 dias no primeiro trimestre de 2014.
Durante o trimestre, a empresa incorreu em $ 21,9 milhões em tarifas take-or-pay (pague mesmo que não use) líquidas, pagas ao Oleoduto Bicentenário, durante o período em que não havia capacidade disponível. A empresa está recebendo dividendos do oleoduto que compensam, parcialmente, o impacto da interrupção. Esse custo não foi incluído no cálculo do netback, porque o oleoduto estava inoperante e o custo é temporário, em natureza.
Informes sobre a exploração
Durante o terceiro trimestre de 2014, 14 poços foram perfurados na Colômbia e no Peru, consistindo de sete poços de exploração, cinco poços de avaliação e dois poços estratigráficos. As perfurações resultaram em uma nova descoberta no Bloco Canaguaro e confirmações e delineamentos adicionais de descobertas nos blocos Guatiquía, Albacora, Río Ariari e CPE?6.
Informações da teleconferência sobre o terceiro trimestre de 2014
A empresa programou uma teleconferência para investidores e analistas para quinta-feira, 6 de novembro de 2014, às 8h (horário de Toronto e de Bogotá) e 11h (horário de Brasília), para discutir os resultados do terceiro trimestre de 2014. 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 estão 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):
5954678
ID da conferência (em espanhol):
5952210
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 21 de novembro 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):
5954678
ID da retransmissão (em espanhol):
5952210
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 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 leve e pesado na Colômbia e ativos de petróleo e gás no Peru, 100% da PetroMagdalena Energy Corp., que é proprietária de ativos de petróleo leve na Colômbia, e 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 das empresas 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. 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 sobre as 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, Guiana ou 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; o impacto de reivindicações ambientais, indígenas e outras reivindicações e os atrasos 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 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, 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 ou interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.
Conversão do Boe
A medida Boe (barril de óleo equivalente), usada neste comunicado à imprensa, pode induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. Uma taxa de conversão boe de 5,7 Mcf: 1 bbl 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 boca 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 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 principalmente na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na boca do poço.
boe/d
Barris de petróleo equivalentes por dia.
Mbbl
Milhares de barris.
Mboe
Milhares de barris de petróleo equivalentes.
MMbbl
Milhões de barris.
MMboe
Milhões de barris de petróleo 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 royalty.
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://files.newswire.ca/959/PcRbQ3RsltsNov.pdf
PDF disponível em: http://files.newswire.ca/959/PcRbFSNov.pdf
PDF disponível em: http://files.newswire.ca/959/PcRbMDANov.pdf
Christopher (Chris) LeGallais, vice-presidente corporativo para Relações com Investidores, +1 (647) 295-3700; Frederick Kozak, vice-presidente para Relações com Investidores, +1 (403) 606-3165; Roberto Puente, gerente sênior para Relações com Investidores, +57 (1) 511-2298; Kate Stark, gerente para 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.
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.