Pacific Rubiales divulga resultados do quarto trimestre e de encerramento do ano de 2014 e anun
TORONTO, 20 de março de 2015 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) anunciou hoje a liberação de seus resultados financeiros auditados e consolidados para todo o ano e o quarto trimestre encerrado em 31 de dezembro de 2014, juntamente com sua "Discussão e Análise da Administração" ("MD&A" -- Management's Discussion and Analysis), Formulário de Informação Anual ("AIF" -- Annual Information Form), incluindo o Formulário NI51-101 F1 -- Declaração de Dados de Reservas e Outras Informações sobre Petróleo e Gás da Pacific Rubiales Energy Corp. (o "F1 Report" -- Form NI51-101 F1 - Statement of Reserves Data and Other Oil and Gas Information for Pacific Rubiales Energy Corp.). Os documentos serão publicados no website da empresa em http://www.pacificrubiales.com, no SEDAR em http://www.sedar.com e no website da SIMEV em http://www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev. Todos os valores contidos neste comunicado e nas divulgações financeiras da empresa são expressos em dólares americanos, salvo indicação em contrário.
Destaques operacionais:
A produção total do campo no ano foi de 314.947 boe/d, um aumento de 1% em comparação com 2013.
A produção bruta no ano foi de 176.235 boe/d, um aumento de 12% em comparação com 2013.
A produção líquida no ano foi de 147.423 boe/d, um aumento de 14% em comparação com 2013. A produção líquida no quarto trimestre de 2014 foi, em média, de 147.075 boe/d, um aumento de 10% em comparação com o mesmo período de 2013. O acréscimo de produção foi atribuído aos campos de petróleo leve e médio da empresa.
Os volumes de vendas no ano foram de 158.026 boe/d, um aumento de 17% em comparação com 2013.
Os netbacks operacionais (valor de venda ao consumidor menos custos de produção e de transporte) combinados, na produção de petróleo e gás do ano, foram de $ 54,84/boe, em comparação com $ 60,77/boe, em 2013. O decréscimo se deve ao declínio significativo dos preços do petróleo cru no mercado.
Uma redução significativa no total dos custos operacionais foi conseguida (incluindo over/under lifts e outros custos) por $ 2,67/boe para $ 30,51/boe no ano, aliviando o impacto dos baixos preços realizados.
Destaques financeiros:
Atenuação de contratos de financiamento em linhas de crédito rotativo e dívida bancária para 4,5:1,0 a dívida dos últimos 12 meses para o EBITDA ajustado (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation, and Amortization -- lucro sem dedução de juros, impostos, depreciação e amortização).
A Diretoria da empresa suspendeu o dividendo trimestral no valor de $ 0,165 por ação (ou aproximadamente $ 52 milhões por trimestre), a partir do primeiro trimestre de 2015, enquanto os preços internacionais do petróleo permanecerem deprimidos.
As receitas no ano foram de $ 5,0 bilhões, um aumento de 7%, em comparação com 2013, apesar do declínio dos preços do petróleo cru no mercado durante o segundo semestre de 2014.
Apesar da queda significativa nos preços de petróleo, o EBITDA Ajustado de 2014 foi de $ 2,5 bilhões, similar ao de 2013, representando uma margem de 50% sobre o total das receitas no período.
O Fluxo de Caixa (fluxo de fundos de operações) no ano foi de $ 2,0 bilhões, um aumento de 6% em comparação com 2013.
O prejuízo líquido no ano foi de $ 1,3 bilhão, devido principalmente a um lançamento de perda de valor não monetário de $ 1,6 bilhão (sem desconto de imposto de renda), em ativos de petróleo e gás e despesas de exploração, refletindo o declínio significativo nos preços do petróleo cru. Outros itens não monetários que afetaram as receitas incluem perdas em câmbio irrealizado, imposto de renda diferido e DD&A, que também contribuiu para o prejuízo do ano.
O total de dispêndios de capital em exploração e desenvolvimento (E&D) foi de $ 2,4 bilhões, em comparação com $ 2,1 bilhões em 2013.
Em 2014, a empresa pagou um total de $ 208 milhões em dividendos a acionistas.
Outros destaques:
No total, 56 poços de exploração (incluindo poços estratigráficos e de avaliação) foram perfurados, resultando em 43 descobertas, atingindo uma taxa de sucesso no ano de 77%.
A liquidez geral melhorou com o pagamento da maioria das obrigações da dívida de curto prazo, usando as receitas da emissão de títulos preferenciais a 5,625%, no valor de $ 750 milhões, vencíveis em 2025.
Um Memorando de Entendimento e Cooperação de três anos foi assinado com a empresa estatal de petróleo do México, a Petróleos Mexicanos e suas entidades subsidiárias ("Pemex"), estabelecendo a base para discussões e análises de uma potencial cooperação na exploração de petróleo e gás no México.
Um Memorando de Entendimento foi firmado com o conglomerado mexicano Alfa S.A.B. de C.V. ("Alfa"), para criar uma joint venture com o objetivo de participar de rodadas de licitações em 2015 no México, para a aquisição de contratos de serviços que podem migrar para contratos de exploração e produção (E&P) e para o desenvolvimento de ativos de petróleo e gás e outras oportunidades subsidiaras de negócios.
Foi concluída a venda de 43% da Pacific Midstream Ltd. para a International Finance Corporation e a um consórcio de investidores, por aproximadamente $ 320 milhões.
O total de reservas provadas e prováveis ("2P") líquidas, descontados os royalties, caiu para 510,9 MMboe, em 31 de dezembro de 2014, uma redução de 17% sobre o total de 613,3 MMboe, em 31 de dezembro de 2013. As reduções de reservas foram divididas entre revisões técnicas e revisões econômicas, com as revisões econômicas sendo a maior das duas.
O CEO da empresa Ronald Pantin, declarou:
"Embora o ano de 2014 tenha começado bem, o último trimestre apresentou à Pacific Rubiales e a todo o setor dificuldades não experimentadas há muitos anos. Ao reconhecer rapidamente o impacto de uma próxima redução à metade dos preços do petróleo, a empresa tomou medidas no início do quarto trimestre, para fazer ajustes significativos em todas as áreas da empresa que permitirão a ela permanecer uma operadora de baixos os custos e superar esse ambiente de preços. Essas medidas são mantidas em 2015 e irão se refletir nos resultados financeiros de 2015 e além, à medida que continuamos a desenvolver e produzir petróleo e gás na América Latina".
"Além do colapso dos preços no final de 2014, os resultados apontam para outro ano relativamente bom para a Pacific Rubiales, porque a produção e as receitas continuam a crescer. A empresa observou um importante crescimento na produção, com o sucesso da exploração de petróleo leve e médio, porque a base de produção continua a ser diversificada fora do Campo Rubiales. De fato, nos três últimos anos, conseguimos substituir a produção do Campo Rubiales, à medida que o total da produção líquida cresceu de menos de 100.000 boe/d para os atuais níveis, um pouco acima de 150.000 boe/d, apesar de um declínio de 14% na produção do Campo Rubiales em 2014. Como resultado das reduções substanciais conseguidas em nossos custos operacionais e de caixa, estamos bem posicionados para enfrentar um contínuo ambiente fraco de preços do petróleo. Temos também um portfólio flexível de ativos e um programa de dispêndios de capital que permite à empresa ajustar suas despesas para corresponder aos fluxos de caixa".
"Em 2014, geramos $ 2,5 bilhões em EBITDA ajustado e $ 2,0 bilhões em fluxo de fundos, derivados de um recorde de $ 5,0 bilhões em receitas. No quarto trimestre de 2014, obtivemos receitas de $ 992 milhões e geramos $ 419 milhões em EBITDA ajustado e $ 410 milhões em fluxo de fundos, incluindo um ganho de $ 58 milhões em hedges de petróleo cru. Nossas receitas foram mais baixas, em comparação com terceiro trimestre de 2014, incluindo um lançamento de perda de valor de $ 1,6 bilhão, relativo a nossos ativos e goodwill (fundo de comércio) de petróleo e gás. É importante entender que essas perdas de valor ocorreram apenas uma vez (exceto pelo goodwill) e são não monetários. Aproximadamente 90% das perdas de valor são associadas a nossos ativos de petróleo pesado".
"Nosso netback operacional no ano foi de $ 54,84/boe, afetado pela queda dos preços realizados. Conseguimos resolver parcialmente o efeito da queda dos preços do petróleo em nosso netback, reduzindo nossos custos operacionais combinados para $ 27,28/boe no quarto trimestre ($ 30,51/boe em todo o ano), devido principalmente aos programas de redução de custos em andamento e também ao benefício de um peso colombiano mais fraco em relação ao dólar americano. Os custos operacionais básicos (compostos de produção, transporte e custos de diluentes) no quarto trimestre sofreram uma queda, ainda mais impressionante, para $ 26,44/boe. O total de custos operacionais unitários relatados caiu aproximadamente 25%, desde o anúncio de um programa significativo de redução de custos em meados de 2013. Essa é uma realização impressionante e esperamos reduções de custos operacionais ainda maiores em 2015. O produtor a preços baixos sempre ganha, não importa o ambiente dos preços do petróleo".
"Em 2014, aumentamos nossa produção para 147,4 Mboe/d, um crescimento de 14% em comparação com 2013, na faixa inferior da diretriz de produção anual da empresa. A produção do Campo Rubiales ficou abaixo do planejado para o ano, devido principalmente à capacidade limitada de manejo da água e ao impacto das condições do tempo nas operações. Entretanto, esperamos que nossa instalação de osmose inversa de Agrocascada irá iniciar operações no segundo trimestre de 2015, elevando a capacidade de eliminação de água no Campo Rubiales em 0,5 milhão de barris de água por dia (bwd)".
"Embora a produção do Campo Rubiales tenha sido limitada, conseguimos resultados excelentes de exploração, com aproximadamente 15 Mbbl/d acrescidos de novas descobertas de petróleo leve e médio. O Campo Rubiales representa, agora, aproximadamente um terço da produção total. A produção líquida de petróleo leve e médio da empresa atingiu um recorde de 51.408 bbl/d no quarto trimestre e deve crescer ainda mais em 2015. A produção líquida acumulada no ano de 2015 tem sido forte, com a produção aumentando para 152 Mboe/d, como resultado do sucesso em descobertas de petróleo leve e médio, dentro da faixa prevista na meta de nossa diretriz anual de 150 a 160 Mboe/d".
"Na semana passada, anunciamos que a Pacific Rubiales e a Ecopetrol, S.A., nossa parceira no Campo Rubiales, concordaram em não prorrogar o contrato do Campo Rubiales, que expira em junho de 2016. A decisão foi mútua e baseada em fundamentos econômicos e estratégicos. A empresa nunca incorporou a produção do Campo Rubiales, em previsões futuras, além da expiração do contrato, e vem diversificando, com sucesso, a produção, desde que adquiriu o campo em 2007. Desde essa época, mais do que substituímos a produção de Rubiales por uma combinação de outras produções de petróleo pesado na Colômbia e produções de petróleo leve e médio na Colômbia e no Peru, bem como pela produção de gás na Colômbia. Um amplo portfólio de reservas inexploradas e de recursos sustenta mais crescimento da produção além de 2016".
"Em 2014, concluímos duas transações para monetizar uma porção de nossos ativos de infraestrutura, que foi a venda de 5% de nossa participação acionária e nossos direitos de capacidade no oleoduto Ocensa, por $ 385 milhões, e a venda de 43% de nossa participação na Pacific Midstream (que tem participação nos oleodutos e na linha de transmissão elétrica da PEL para os campos de Rubiales e Quifa), por $ 320 milhões (com $ 240 milhões recebidos no final do quarto trimestre). As receitas em dinheiro recebidas em 2014, daquelas transações, foram usadas para pagar empréstimos bancários e linhas de crédito de curto prazo. As vendas de ativos de midstream confirmam o sucesso de nossa estratégia de investir em projetos de infraestrutura na Colômbia e no valor que eles geram. Esperamos realizar mais vendas de ativos de midstream em 2015 e, recentemente, recebemos de um terceiro não relacionado uma oferta indicativa por uma participação adicional de 30% na Pacific Midstream".
"As reservas líquidas 2P da empresa, no final do ano de 2014, diminuíram em 17%, em comparação com o ano anterior. As reduções negativas das reservas em 2014 foram causadas por uma combinação de revisões econômicas e técnicas, com a maioria (aproximadamente 90%) relacionada a reservas de petróleo pesado. As reduções das reservas de petróleo pesado, relativas ao Campo Rubiales, se devem ao fato de que o desempenho do campo não concretiza as previsões anteriores, antes da expiração do campo em meados de 2016. As reduções restantes vieram de outros campos de petróleo pesado da empresa especialmente inexplorados. No último caso, é importante entender que elas ocorreram sob o atual ambiente de baixos preços do petróleo e uma prática comum seria ver a maioria dessas reservas voltarem para a empresa, em um ambiente de preços do petróleo mais altos. Nesse meio tempo, a empresa espera que a maioria dessas reservas possa ser transferida para os recursos contingentes. É importante observar que a empresa foi bem-sucedida no acréscimo de novas reservas de petróleo leve e médio na Colômbia e no Peru, substituindo, essencialmente, pela produção de petróleo leve e médio através de perfuração".
"Nossa estratégia financeira e de capital permanece focada na manutenção de um balanço patrimonial saudável, por: (1) reduzir custos operacionais e de G&A; (2) suspender o dividendo; (3) reduzir dispêndios de capital para se igualar ao fluxo de caixa, sob o ambiente predominante de preços do petróleo; (4) alocar capital aos projetos mais essenciais e de maior retorno; (5) manter a liquidez; e (6) administrar as obrigações da dívida. Essas iniciativas têm o objetivo de assegurar fundos para futuro crescimento e para gerar retornos sólidos para nossos acionistas. De acordo com o nosso atual plano estratégico, esperamos obter um crescimento modesto da produção em 2015 e já nos posicionamos para acelerar o crescimento quando os preços do petróleo melhorarem".
"A empresa negociou a atenuação do contrato da linha de crédito rotativo para 4,5 vezes a dívida dos últimos 12 meses para o EBITDA ajustado, nos proporcionando flexibilidade adicional da dívida. Decidimos que era mais prudente, nesse momento, recorrer totalmente a linha de crédito rotativo, para aumentar nossa posição de caixa, no caso de uma possível piora no ambiente de preços do petróleo. Usamos as receitas em dinheiro para pagar toda a nossa dívida bancária de curto prazo de 2015 e 2016, prorrogando o próximo pagamento da dívida bancária para o fim de 2016. Pretendemos manter os fundos remanescentes (excedendo $ 500 milhões) como caixa no balanço patrimonial, a fim de nos proteger contra uma depressão prolongada dos preços internacionais do petróleo. Nosso grau de alavancagem financeira da dívida permanece, atualmente, bem abaixo dos contratos de incorrência de obrigações de 3,5 vezes a dívida dos últimos 12 meses para o EBITDA ajustado".
"Em resumo, em 2015 a Pacific Rubiales espera um retorno a um melhor ambiente de preços, mas está preparada e bem posicionada para suportar o atual ambiente de baixos preços do petróleo. Temos uma estratégia bem planejada de crescimento repetível e lucrativo a longo prazo e a experiência em executar nossos programas operacionais e de capital para produzir resultados. Permanecemos comprometidos com o desenvolvimento de benefícios de longo prazo para nossos acionistas, empregados e outros grupos de interesse da principal empresa independente de exploração e produção na América Latina".
Resultados financeiros
Sumário financeiro
Ano encerrado em dezembro
Três meses encerrados em dezembro
2014
2013
2014
2013
Receitas de vendas de petróleo e gás ($ milhões)
4.950,0
4.626,9
991,5
1.202,6
EBITDA ajustado ($ milhões)1, 4
2.484,1
2.567,0
419,3
655,3
Margem do EBITDA ajustado (EBITDA ajustado/receitas)
50%
55%
42%
54%
EBITDA ajustado por ação 1, 4
7,87
7,95
1,33
2,02
Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) ($ milhões)1
2.021,2
1.913,1
409,8
476,9
Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) por ação 1
6,41
5,92
1,30
1,47
Lucro líquido ($ milhões) 2
(1.309,6)
426,1
(1.660,9)
140,4
Lucro líquido por ação
(4,15)
1,32
(5,26)
0,43
Produção líquida (boe/d)
147.423
129.386
147.075
134.313
Volume de vendas (boe/d)
158.026
134.621
161.445
143.864
Taxa de câmbio (COP$ / US$) 3
2.392,46
1.926,83
2.392,46
1.926,83
Média de ações em circulação ? básicas (milhões)
315,5
323,0
315,9
324,2
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 em COP.
4
A empresa usa o EBITDA ajustado de medida não IFRS, embora no passado tenha usado o termo EBITDA. Nosso cálculo dessa medida não mudou em relação aos trimestres anteriores, mas a terminologia mudou, devido a diretrizes fornecidas pela Comissão de Valores Mobiliários de Ontário (Ontario Securities Commission).
Produção
Sumário da produção líquida
Ano encerrado em dezembro
Três meses encerrados em dezembro
2014
2013
2014
2013
Petróleo e líquidos (bbl/d)
Colômbia1
134.435
117.152
133.731
122.127
Peru
2.641
1.355
3.288
1.244
Total de petróleo e líquidos (bbl/d)1
137.076
118.507
137.019
123.371
Gás natural (boe/d)2
Colômbia
10.347
10.879
10.056
10.942
Total de gás natural (boe/d)
10.347
10.879
10.056
10.942
Total da produção equivalente (boe/d)
147.423
129.386
147.075
134.313
1
Inclui a participação adicional de 40% no Bloco Cubiro, adquirido da FIHC em 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.
Mais informações sobre a produção adicional estão disponíveis na MD&A.
Em 2014, a produção líquida da empresa de 147.423 boe/d aumentou 14% em comparação com o ano anterior, resultante de volumes crescentes de produção nos campos de petróleo leve e médio da empresa. A produção líquida do Campo Rubiales caiu de 70.214 bbl/d, em 2013, para 60.368 bbl/d, devido principalmente à restrita capacidade de eliminação de água e condições adversas de tempo que impactaram as operações. A produção líquida de Quifa SW aumentou para 26.079 bbl/d durante o quarto trimestre de 2014, 15% mais alta do que a do mesmo período em 2013 e 10% mais alta do que a do terceiro trimestre de 2014, devido em parte à conexão com outros campos produtivos e o impacto dos preços de petróleo mais baixos nos volumes de royalty do PAP.
Com o aumento da produção nos campos de petróleo leve e médio, agora representando 35% do total da produção líquida média no quarto trimestre, a confiança na produção do Campo Rubiales continua a diminuir, representando apenas 37% do total da produção líquida média no quarto trimestre, uma queda de 51% em relação ao quarto trimestre de 2013.
Volumes de produção e vendas
Produção para total da reconciliação de vendas
Ano encerrado em dezembro
Três meses encerrados em dezembro
2014
2013
2014
2013
Produção líquida
Petróleo da Colômbia (bbl/d)1
134.435
117.152
133.731
122.127
Gás da Colômbia (boe/d)
10.347
10.879
10.056
10.942
Petróleo do Peru (bbl/d)
2.641
1.355
3.288
1.244
Total da produção líquida (boe/d)1
147.423
129.386
147.075
134.313
Volumes de vendas (boe/d)
Produção disponível para venda (boe/d)
147.423
129.386
147.075
134.313
Volumes de diluentes (bbl/d)
2.405
5.085
1.795
2.261
Volumes de petróleo para comercialização (bbl/d)
12.085
3.832
14.237
3.399
Acordo PAP (bbl/d)2
(1.232)
(3.492)
-
(6.363)
Giro de estoques e outros (boe/d)3
(2.655)
(190)
(1.662)
10.254
Total de volumes vendidos (boe/d)
158.026
134.621
161.445
143.864
1
Inclui a participação adicional de 40% no Bloco Cubiro, adquirido da FIHC em 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 final de arbitragem do PAP. No final do primeiro trimestre de 2014, a empresa entregou todos os volumes pendentes antes dos volumes do período do PAP.
Inclui volumes do preenchimento do oleoduto Bicentenário.
3
Mais informações sobre volume de produção e vendas estão disponíveis na MD&A.
A empresa produz e vende petróleo cru e gás natural. Ela também compra líquidos e petróleo cru de terceiros, para fins de comercialização, e destilados para mistura de diluentes com a produção de petróleo pesado, que estão incluídos nos "volumes vendidos" relatados. Os volumes de venda também são impactados pelo movimento relativo de estoques durante um período do relatório. As receitas e os custos são reconhecidos nos volumes vendidos respectivos durante o período.
A produção disponível para venda no ano aumentou de 129.386 boe/d para 147.423 boe/d em 2013 (um aumento de 14%), devido ao crescimento de volumes nos campos produtivos. Apesar do aumento na produção líquida de petróleo pesado da empresa, em comparação com os níveis de 2012, os volumes de diluentes comprados diminuíram 53% -- consequência da substituição de diluentes comprados pelo próprio petróleo cru leve. Os volumes de petróleo para comercialização no ano aumentaram de 3.832 bbl/d no ano passado para 12.085 bbl/d, enquanto os saldos dos estoques no ano diminuíram para um acúmulo de 2.655 boe/d de um acúmulo de 190 boe/d em comparação com 2013.
O total de volumes vendidos, composto de volumes de produção disponíveis para venda, volumes de diluentes comprados, volumes de petróleo para comercialização e mudanças no saldo de estoques aumentaram para 158.026 boe/d no ano, contra 134.621 boe/d no ano anterior (um aumento de 17%).
Netbacks operacionais e volumes de vendas
Volumes de produção de petróleo e gás e netbacks
Ano encerrado em dezembro de 2014
Ano encerrado em dezembro de 2013
Três meses encerrados em dezembro de 2014
Três meses encerrados em dezembro de 2013
Petróleo
Gás
Combinados
Petróleo
Gás
Combinados
Petróleo
Gás
Combinados
Petróleo
Gás
Combinados
Volumes da produção vendidos (boe/d)1
135.622
10.319
145.941
120.002
10.787
130.789
137.083
10.125
147.208
129.547
10.918
140.465
Preço de venda de óleo cru e gás natural ($/boe)
89,46
31,27
85,35
99,05
37,27
93,95
68,27
29,97
65,64
95,54
32,69
90,66
Custos de produção ($/boe)
15,98
3,86
15,12
15,24
5,11
14,41
14,40
4,42
13,71
14,80
4,24
13,98
Custos de transporte ($/boe)
13,93
0,07
12,95
14,54
0,10
13,35
11,70
0,33
10,92
13,29
-
12,26
Custos de diluentes ($/boe)
2,33
-
2,16
5,46
-
5,01
1,95
-
1,81
2,32
-
2,14
Subtotal de custos ($/boe)
32,24
3,93
30,23
35,24
5,21
32,77
28,05
4,75
26,44
30,41
4,24
28,38
Outros custos ($/boe)2
1,42
2,04
1,46
1,77
2,62
1,84
0,80
1,75
0,87
4,53
3,02
4,42
Custos de overlift/underlift ($/boe)
(1,26)
(0,03)
(1,18)
(1,56)
-
(1,43)
(0,03)
0,04
(0,03)
(1,71)
0,07
(1,57)
Total dos custos ($/boe)
32,40
5,94
30,51
35,45
7,83
33,18
28,82
6,54
27,28
33,23
7,33
31,23
Netback operacional ($/boe)
57,06
25,33
54,84
63,60
29,44
60,77
39,45
23,43
38,36
62,31
25,36
59,43
1
Volumes da produção vendidos excluem os volumes de petróleo para comercialização.
2
Inclui os royalties do PAP pagos.
Mais informações sobre custos e netbacks estão disponíveis na MD&A.
Em comparação com o quarto trimestre de 2013, a empresa reduziu custos em todas as três categorias: produção, transporte e diluentes. Os custos de produção caíram de $ 13,98/boe no quarto trimestre de 2013 para $ 13,71/boe em 2014, como resultado de otimizações de custos no campo e da contratação do projeto de linha de transmissão elétrica da PEL. Os custos de transporte no trimestre caíram de $ 12,26/boe em 2013 para $ 10,92/boe em 2014, à medida que a interrupção do Oleoduto Bicentenario atenuou o quarto trimestre. Os custos de diluentes continuaram a cair, à medida que a empresa passou a utilizar, inteiramente, a produção de petróleo leve e médio de aquisições anteriores e de novas descobertas.
Em 2014, o total de custos operacionais da empresa (incluindo overlift, royalties e outros custos) diminuíram para uma média de $ 30,51/boe, em comparação com $ 33,18/boe em 2013. Mais reduções de custos foram conseguidas no segundo semestre de 2014, porque a empresa conseguiu baixar ainda mais os custos operacionais para $ 27,28/boe, durante o quarto trimestre de 2014, em comparação com $ 31.23 no mesmo período do ano passado.
A empresa também relata separadamente netback em petróleo cru para comercialização, que foi de $ 0,67/bbl em 2014, em comparação com $ 1,54/bbl em 2013. No quarto trimestre de 2014, o netback em petróleo cru para comercialização foi de $ 1,01/bbl, em comparação com $ 0,76/bbl no mesmo período do ano passado. Mais informações sobre petróleo para comercialização estão disponíveis na MD&A.
Reservas de 2014
Os quadros abaixo sumarizam as informações contidas nos relatórios independentes preparados pela RPS Energy Canada Ltd. ("RPS"); Petrotech Engineering Ltd. ("Petrotech"); Netherland, Sewell & Associates, Inc. ("NSAI"); e Degolyer and MacNaughton Limited ("D&M"), vigentes em 31 de dezembro de 2014.
Os relatórios das reservas foram preparados em conformidade com as definições, padrões e procedimentos contidos no "Manual Canadense de Avaliação de Petróleo e Gás" ("COGE Handbook" -- Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook) e no "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 NI 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. Mais informações sobre as reservas, conforme requeridas pelo NI 51-101, estão incluídas no Formulário de Informações Anual da empresa, datado de 18 de março de 2015.
Todas as reservas apresentadas são baseadas na definição de preços previstos e custos estimados, em vigor em 31 de dezembro de 2014, conforme determinado pelos avaliadores independentes das reservas da empresa. As reservas líquidas da empresa, depois de descontados os royalties, incorporam todos os royalties aplicáveis, de acordo com as legislações fiscais da Colômbia e do Peru, com base em definição de preços previstos e taxas de produção, incluindo qualquer participação acionária adicional ("PAP"), relacionada ao preço do petróleo aplicável a certos blocos na Colômbia, no final de 2014.
Reconciliação de reservas 2P de 2014
Reservas 2P brutas de
equivalentes de petróleo
(MMboe)2
Reservas 2P líquidas de
equivalentes de petróleo(MMboe)2
31 de dezembro de 20131
702,2
613,3
Acréscimos líquidos e revisões técnicas
(35,1)
(20,3)
Revisões econômicas
(41,3)
(28,3)
Produção 3
(65,3)
(53,8)
31 de dezembro de 2014
560,5
510,9
Observações:
1
Declaração de dados das reservas e outras informações sobre petróleo e gás, em 31 de dezembro de 2014, arquivadas no SEDAR, no Formulário 51-101 F1, em 18 de março de 2015.
2
O boe é expresso aqui usando-se o padrão de conversão de 5,7 Mcf: 1 bbl, requerido pelo Ministério de Minas e Energia da Colômbia para o gás natural colombiano, e de 5,6Mcf: 1 bbl, requerido pelo Ministério do Petróleo do Peru, para o gás natural peruano. Uma reconciliação com o padrão de conversão de 6 Mcf: 1 bbl previsto no 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") é fornecida na seção de "Informes" deste comunicado à imprensa.
3
Produção representa a produção no período de 12 meses, encerrado em 31 de dezembro de 2014.
Observação: Os números no quadro podem não somar corretamente devido a diferenças dearredondamento.
Em 2014, as reservas da empresa foram impactadas por previsões dos preços do petróleo significativamente mais baixas, resultando em revisões econômicas, mais o impacto das revisões técnicas de curso normal, conforme estimado pelos avaliadores independentes das reservas da empresa. A maioria das reduções em reservas está relacionada aos campos de petróleo pesado da empresa (aproximadamente 90%). As reduções das reservas de petróleo pesado, relacionadas ao Campo Rubiales, se devem ao desempenho do campo, que não concretizam previsões anteriores antes da expiração do campo em meados de 2016. As revisões econômicas, resultantes dos preços mais baixos do petróleo, podem, normalmente, ser revertidas com preços mais altos do petróleo, o que pode resultar em revisões econômicas positivas no futuro.
No entanto, é importante notar que a empresa foi bem-sucedida na exploração e acrescentou novas reservas de petróleo leve e médio na Colômbia e no Peru. A empresa substituiu, aproximadamente, a produção de petróleo leve e médio através de descobertas de exploração, com mais acréscimos devendo ocorrer da exploração e sondagem de delineamento no futuro.
Reservas em 31 de dezembro de 2014 (MMboe1)
País
Campo
Total Provado (P1)
Provável (P2)
Provado e Provável (2P)
Tipo de hidrocarboneto
Brutas
Líquidas
Brutas
Líquidas
Brutas
Líquidas
Colômbia
Rubiales
40,2
32,1
-
-
40,2
32,1
Óleo pesado
Quifa SW
67,3
54,4
6,4
5,1
73,7
59,5
Óleo pesado
Outros blocos de óleo pesado 2
58,6
50,7
103,4
90,5
162,0
141,3
Óleo pesado
Blocos de petróleo leve/médio
62,8
57,8
20,4
18,7
83,2
76,5
Óleo leve e médio, gás natural associado
Blocos de gás natural 3
99,4
99,4
26,4
26,4
125,8
125,8
Gás natural
Subtotal
328,3
294,5
156,6
140,8
484,9
435,3
Óleo e gás natural
Peru
Petróleo leve/médio e gás natural
20,5
20,5
55,1
55,1
75,6
75,6
Óleo e gás natural
Total em 31 de dezembro de 2014
348,8
315,0
211,7
195,9
560,5
510,9
Óleo e gás natural
Total em 31 de dezembro de 2013
455,0
388,6
247,2
224,6
702,2
613,3
Diferença
(106,1)
(73,6)
(35,6)
(28,8)
(141,7)
(102,4)
Produção de 2014
64,3
53,8
Total de reservasincorporadas
(77,4)
(48,6)
Observações:
1
Veja a seção "Conversão do boe", no final deste comunicado à imprensa.
2
Inclui as propriedades de Cajua, Quifa Norte, Sabanero, CPE-6 e Rio Ariari.
3
Inclui as propriedades de La Creciente e Guama.
No quadro acima, "Brutas" se refere à participação acionária antes de royalties, "Líquidas" se refere à participação acionária depois de royalties; os números no quadro podem não somar corretamente devido a diferenças de arredondamento.
Informe sobre a exploração
Em 2014, um total de 56 poços de exploração (incluindo poços de avaliação e estratigráficos) foram perfurados, resultando em 43 descobertas, com um índice de sucesso de 77% no ano. No quarto trimestre de 2014, a empresa perfurou ou participou de 17 poços de exploração, incluindo 13 poços localizados na Colômbia, dois no Peru, um na Bacia de Santos na plataforma continental do Brasil e um em Papua Nova Guiné. Essa campanha de sondagens de exploração resultou em novas descobertas nos Blocos Canaguaro, Llanos-19, Corcel, Guatiquia e Quifa, na Colômbia, no Bloco PPL-475 (formalmente PPL-237) em Papua Nova Guiné e no Bloco S-M-1165 na plataforma continental do Brasil. Mais informações estão disponíveis na MD&A trimestral e de encerramento de 2014 da empresa.
Informações da teleconferência sobre o quarto trimestre e encerramento do ano de 2014
A empresa programou uma teleconferência para investidores e analistas para quarta-feira, 18 de março de 2015, 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 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 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):
76799583
ID da conferência (em espanhol):
76947816
Webcast: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html
Retransmissões da conferência serão disponibilizadas até às 23h59 (horário de Toronto) de quarta-feira, 1o de abril de 2015, e poderão ser acessadas pelos números telefônicos abaixo:
Chamada grátis para retransmissão:
1-855-859-2056
Chamada local para retransmissão:
(416)-849-0833
ID da retransmissão (em inglês):
76799583
ID da retransmissão (em espanhol):
76947816
A Pacific Rubiales é empresa de capital aberto sediada no Canadá, dedicada à exploração e produção de gás natural e petróleo cru, com operações focadas na América Latina. A empresa tem um portfólio diversificado de ativos, com participações em mais de 90 blocos de exploração e produção em setes países: Colômbia, Peru, Guatemala, Brasil, Guiana, Papua Nova Guiné e Belize. A estratégia da empresa se foca no crescimento sustentável da produção, das reservas e da geração de caixa. A Pacific Rubiales assumiu o compromisso de conduzir seus negócios de forma segura e de uma maneira responsável, sob os aspectos sociais e ambientais.
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. Declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da empresa sejam consideravelmente diferentes dos discutidos nas declarações prospectivas e, até mesmo, caso tais resultados reais se concretizem ou se concretizem substancialmente, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências ou efeitos esperados sobre a empresa. Fatores que podem fazer com que os resultados ou eventos reais sejam consideravelmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza sobre as estimativas de 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, Guatemala, Peru, Brasil, Papua Nova Guiné, Guiana e México; alterações nos regulamentos que afetem as atividades da empresa; incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessário no futuro; as incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos; e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no formulário de informações anuais da empresa, datadas de 18 de março de 2015, arquivadas na SEDAR no endereço http://www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é válida na data em que é feita e, exceto pelo que pode ser requerido pela legislação de valores mobiliários aplicável, a empresa não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou por qualquer outro motivo. Embora a empresa acredite que as suposições inerentes às declarações prospectivas sejam razoáveis, 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.
As estimativas de recuperação e de reservas de petróleo cru e de reservas de gás natural informadas neste comunicado à imprensa, obtidas de relatórios independentes das reservas, são estimativas apenas e não há garantia de que as reservas estimadas serão recuperadas. As reservas reais de petróleo cru e de gás natural podem, mais à frente, ser maior ou menor do que as previstas nas estimativas.
Os valores estimados, divulgados neste comunicado à imprensa, não representam o valor justo de mercado. As estimativas de reservas e futuras receitas líquidas para propriedades individuais podem não refletir o mesmo nível de confiança como estimativas das reservas e futuras receitas líquidas de todas as propriedades, devido aos efeitos da agregação.
Conversão do Boe
O termo "boe" é usado neste comunicado à imprensa. A medida Boe (barril de óleo equivalente) pode induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. Uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf: 1 bbl (barril) é baseada em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço.
As reservas de gás natural da empresa se situam nos blocos La Creciente, Guama e outros blocos na Colômbia, bem como no campo Piedra Redonda no Bloco Z-1, no Peru. Para todas as reservas de gás natural na Colômbia, a medida boe tem sido expressa usando-se o padrão de conversão colombiano de 5,7 Mcf: 1 bbl, requerido pelo Ministério das Minas e Energia da Colômbia. E para todas as reservas de gás natural no Peru, a medida boe tem sido expressa usando-se o padrão de conversão peruano de 5,626 Mcf: 1 bbl, requerido pela Perupetro S.A. Se um padrão de conversão de 6,0 Mcf: 1 bbl fosse usado para todas as reservas de gás natural da empresa, isso resultaria em uma redução das reservas líquidas P1 e 2P da empresa de aproximadamente 4,9 e 6,9 MMboe respectivamente.
Definições
Bcf
Bilhões de pés cúbicos.
Bcfe
Bilhões de pés cúbicos de equivalentes de gás natural.
bbl
Barris de petróleo.
bbl/d
Barris de petróleo por dia.
boe
Barril equivalente de petróleo. A 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
Barril equivalente de petróleo por dia.
Mbbl
Milhares de barris.
Mboe
Milhares de barris equivalentes de petróleo.
MMbbl
Milhões de barris.
MMboe
Milhões de barris equivalentes de petróleo.
Mcf
Milhares de pés cúbicos.
Milhões de toneladas de GNL
Um milhão de toneladas de GNL (gás natural liquefeito) é equivalente a 48 Bcf ou 1,36 bilhão de m3 de gás natural.
Produção líquida
Produção da participação acionária da empresa depois da dedução de royalties.
Produção total do campo
100% do total da produção do campo antes de contabilizar deduções de participação acionária e royalties.
Produção bruta
Produção da participação acionária da empresa antes da dedução de royalties.
WTI
Índice de preços de petróleo intermediário do Texas.
Tradução
Este comunicado à imprensa foi preparado no idioma inglês e, subsequentemente, traduzido para espanhol 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.
CONTATO: Frederick Kozak, vice-presidente corporativo para Relações com Investidores, +1 (403) 606-3165; 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; Richard Oyelowo, 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.
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FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
