09/08/2011 - Pacific Rubiales Anuncia Los Resultados Financieros Del Segundo Trimestre Finalizado El 30 De Junio De 2011

TORONTO, CANADA, Martes 9 de Agosto del 2011 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC) anunció hoy la publicación de sus estados financieros consolidados no auditados para el trimestre finalizado en junio 30 de 2011, conjuntamente con su Informe de Gestión para el periodo correspondiente. Estos documentos se encuentran disponibles en la página web de la compañía, en SEDAR - www.sedar.com y en www.superfinanciera.gov.co

Ronald Pantin, Director Ejecutivo indico que “El Segundo trimestre fue un periodo excepcional para la Compañía. Con una producción neta promedio, después de regalías de 88,092 bpe/d, donde la Compañía aumento su participación en la producción operada en un 60% en comparación con el mismo periodo del año inmediatamente anterior, principalmente debido al aumento de la producción en los campos Rubiales, Quifa y La Creciente. La Compañía aumento sus ingresos en un 168% para alcanzar $957.5 millones lo cual representó un EBITDA de $558 millones, es decir un incremento del 181% en comparación con el mismo periodo del año anterior. El haber duplicado el EBITDA durante este trimestre coloca a la Compañía en una excelente posición para el resto del 2011, al igual que para todo el año 2012. De la misma manera queda demostrada la habilidad de la Compañía para financiar por su propia cuenta su prolífico portafolio de exploración en Colombia, el mayor portafolio de exploración en el país precedido solo por la empresa estatal petrolera, en adición a sus inversiones en el Perú y Guatemala”.

Pacific Rubiales actualmente reporta una producción bruta de 235,000 bpe/d, incluyendo el gas natural y otros campos petroleros de crudos medianos y livianos, con participación en 40 bloques en Colombia, 2 bloques en Guatemala y 3 bloques en el Perú, para un total aproximado de 12,562,597 acres netos. Durante el segundo trimestre del 2011, la Compañía continúo su campaña de perforación exploratoria en el Bloque Rubiales-Piriri, Quifa, CPE-6, Abanico y Dindal-Rio Seco para un total de 13 pozos perforados durante este periodo y un índice de éxitos exploratorios del 92%.

La gerencia llevará a cabo una conferencia telefónica en vivo en inglés con traducción simultanea al español el miércoles 10 de agosto de 2011 con el fin de discutir los resultados financieros; esta conferencia inicia a las 8:00 am (EDT) / 7:00 am (Hora de Bogotá).
La Compañía publicará una presentación en su página web antes de la conferencia telefónica, a la cual se puede tener acceso por medio de la página www.pacificrubiales.com.

Se invita cordialmente a los analistas financieros y a los inversionistas a participar en la conferencia telefónica en los siguientes números:

Número para Participantes (Internacional /Local (647) 427-7450

Número para Participantes (Colombia sin costo): 01-800-518-0661

Número para Participantes (Norte América sin costo): 1-888-231-8191

Numero de Identificación de la Conferencia (Participantes en inglés): 89077832

Numero de Identificación de la Conferencia (Participantes en español): 89110913

Repetición de la llamada estará disponible hasta 23:59 pm (EST), Agosto 24 de 2011, a la cual de puede tener acceso de la siguiente manera :
Repetición Llamada Sin Costo: 1-855-859-2056

Repetición Marcar en Número: 416-849-0833

Número de Identificación de la Repetición (Participantes en inglés): 89077832

Número de Identificación de la Repetición (Participantes en español ): 89110913

Resumen Financiero 

El siguiente es un resumen de los resultados financieros de los tres y seis meses finalizados en junio 30 de 2011:

 

(1) Ver la explicación de detalles adicionales en la Sección “Actividad Comercial” en el Informe de Gestion.

(2) Ver la Sección 10 – “Discusión de los Resultados Financieros del Segundo Trimestre del 2011 - EBITDA en en el Informe de Gestion y “Mediciones Financieras Adicionales” en el Informe de Gestion.

(3) Las utilidades operativas ajustadas es una medición financiera No-IFRS que representa la utilidad neta ajustada por ciertos rubros de naturaleza no-operativa incluyendo rubros no-monetarios. La Compañía evalúa su desempeño con base en las utilidades operativas netas ajustadas. La reconciliación “Utilidades Operativas Netas Ajustadas” presentada a continuación, enumera los efectos después de impuestos de ciertos rubros no-operativos los cuales se incluyen en los resultados financieros de la Compañía. Las utilidades netas operativas ajustadas pueden no ser comparables con otras mediciones presentadas por otras compañías. Ver “Mediciones Financieras Adicionales” en el Informe de Gestion.

(4) El número promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación en el segundo trimestre finalizado el 30 de Junio de 2011 y 2010 fue 268,717,010 (totalmente diluidas – 298,832,627) y 263.009.942 (totalmente diluidas –276,177,629), respectivamente.

Netback Operativo - Petróleo y Gas

 

(1) Ver comentarios adicionales en el Informe de Gestion - “Reconciliación de los Volúmenes Producidos Vs Volúmenes Vendidos”.

(2) La información de netback combinada operativa se basa en el promedio ponderado de la producción diaria vendida, la cual incluye los diluentes necesarios para mejorar la calidad de la mezcla Rubiales.

(3) Los costos de producción principalmente corresponden costos de levantamiento y otros costos de producción como personal, energía, seguridad, seguros y otros.

(4) Incluye los costos de transporte de petróleo crudo y gas por medio de oleoductos y carro tanques incurridos por la Compañía para llevar los productos al punto de entrega al cliente. El aumento en comparación con el mismo periodo del 2010 se debe principalmente al mayor volumen de crudo transportado por carro tanque debido al aumento en la producción, en conjunto con el aumento global en los precios de transporte terrestre reportado en Colombia durante el 2011.

(5) Los costos netos de la mezcla se estiman en $3.0 por bbl de crudo Rubiales, considerando un precio promedio de compra para el diluente entregado en el campo Rubiales de $106.7 / bbl (Petróleo Crudo Liviano API 37 y Gasolina Natural 81.6 API), más la tarifa del transporte y manejo por el oleoducto desde Rubiales hasta Coveñas de $7.76 por barril , menos el precio de venta de la Mezcla Rubiales (Castilla) de $102.19 por barril multiplicado por el porcentaje de mezcla promedio Rubiales cercano al 24%. El aumento en los costos de dilución en comparación con el mismo periodo del 2010 se debe primordialmente al alza en los costos de compra de los diluentes requeridos para mejorar la calidad del crudo Rubiales y en conformidad con el aumento de los precios internacionales del WTI.

(6) Otros costos principalmente corresponden a regalías sobre la producción de gas, mantenimiento de vías externas del campo Rubiales, fluctuación de inventarios, y el efecto neto de las coberturas de riesgo de cambio de divisas de los costos operativos incurridos en pesos colombianos durante el periodo.

(7) Corresponde al efecto neto del overlift para el periodo, equivalente a $12.7 millones, lo que generó una reducción en los costos de producción combinados del orden de $1.29 por bpe, según la explicación presentada en la sección “Discusión de los Resultados Financieros del Segundo Trimestre del 2011 – Posición Financiera – Costos Operativos”.

Resultados y Puntos Significativos

Durante el segundo trimestre del 2011, la Compañía continuó con tendencia excepcional de crecimiento de la producción y los éxitos exploratorios, en conjunto con el apalancacamiento de la destreza operacional con el conocimiento técnico. Los resultados de este periodo remarcan la solidez de la actividad operacional, la capacidad de la Compañía para aumentar la producción y el compromiso de la gerencia de mantener resultados financieros robustos. La Gerencia está comprometida en alcanzar desafiantes objetivos operacionales, mientras se continua desarrollando el ambicioso programa de inversión en exploración y producción, el cual se encuentra cobijado por el más importante enfoque estratégico de la Compañía: El Crecimiento.

A continuación se indica un resumen del desempeño de la Compañía durante el segundo trimestre de 2011:

• Sólidos Resultados Financieros. Los resultados del segundo trimestre confirmaron la capacidad de la Compañía para entregar sólidos resultados financieros, reflejados en el importante aumento de la producción y la mejora de los precios realizados. La utilidad neta consolidada para el segundo trimestre del 2011 fue $349.4 millones, o $1.30 por acción ordinaria, en comparación con la utilidad neta de $14.4 millones reportada durante el segundo trimestre del 2010, o $0.05 por acción ordinaria. La utilidad operativa ajustada para el segundo trimestre de 2011 alcanzó la cifra de $266.7 millones, en comparación con los $49.9 millones logrados durante el segundo trimestre del 2010. Los ingresos aumentaron 168%, es decir $957.5 millones en comparación con los $356.8 millones reportados durante el mismo periodo del 2010.

• EBITDA aumentó al doble resultando en una significativa generación de flujo de efectivo. El EBITDA durante el segundo trimestre del 2011 totalizó $558.3 millones, un aumento significativo del 181% en comparación con un EBITDA de $198.6 millones reportado durante el segundo trimestre del año inmediatamente anterior. Para el segundo trimestre del 2011, el EBITDA representa un margen del 58% en comparación con los ingresos totales del periodo. El flujo de efectivo proveniente de las operaciones aumentó a $400.2 millones en el segundo trimestre de 2011, en comparación con los $148.4 millones realizados durante el segundo trimestre del 2010.

• La producción continúa en ascenso. El promedio bruto de producción durante el segundo trimestre de 2011 alcanzó los 221,896 bpe/d, 88,092 bpe/d neto después de regalías y consumo del campo, un aumento del 60% en comparación con el mismo periodo del 2010, y es el resultado de la producción proveniente de más de 43 nuevos pozos de desarrollo, principalmente en los campos Rubiales y Quifa.

• Se mantiene el enfoque en las actividades exploratorias con un índice de éxito de perforación del 92%. Durante el segundo trimestre, la Compañía perforó 13 pozos exploratorios y adquirió 772 km de sísmica 2D con una inversión total de $117.2 millones durante el periodo.

• Mejora significativa del netback operativo. El netback operativo de crudo durante el segundo trimestre del 2011 fue de $64.32/bbl, un aumento del 50% en comparación con el mismo periodo del 2010, esto como resultado de mayores precios de venta realizada. La cifra del netback operativo para el gas natural fue de $27.31/bpe, un aumento del 70% en comparación con la cifra reportada para el mismo periodo del 2010, también el resultado de mayores precios realizados.

• Desarrollo continuo del programa de inversiones en bienes de capital. Las inversiones en bienes de capital durante el trimestre finalizado en junio 30 de 2011 totalizaron la cantidad neta de $307.7 millones (2010 - $134.7 millones), de los cuales $109 millones se invirtieron en la expansión y construcción de instalaciones de producción; $117.2 millones fueron invertidos en actividades de exploración; $50 millones fueron invertidos en actividades de perforación de desarrollo; y $31.5 millones se invirtieron en otros proyectos.

• Licencias ambientales otorgadas a Quifa. En junio del 2011, el Ministerio del Medio Ambiente de Colombia otorgó los permisos ambientales requeridos para Quifa Suroeste y Quifa Norte, los cuales permitirán a la Compañía continuar su campaña de perforación de desarrollo en el sector Quifa Suroeste para luego proceder con la campaña de perforación exploratoria en Quifa Norte.

• Maurel & Prom. En mayo 6 de 2011 la Compañía adquirió un porcentaje de participación del 49.9999% en Maurel and Prom Colombia B.V. (“Maurel & Prom”) a Les Establissments Maurel & Prom, por un valor en efectivo de $63.4 millones mas ciertos compromisos exploratorios. Maurel & Prom posee participaciones en cinco bloques de exploración en el área continental de Colombia.

• Standard & Poor's mejoró la calificación crediticia de la Compañía. En julio 6 de 2011 , Standard & Poor's Ratings Services mejoró su calificación de crédito corporativo de Pacific Rubiales de “BB-“ a “BB”. Al mismo tiempo, dicha entidad elevó la calificación de los Pagarés con derechos preferenciales emitidos por un valor de $450 millones y con fecha de vencimiento en el 2016 a “BB”. Standard & Poor's también indico que el pronóstico de la Compañía es estable.

• Reporte actualizado de las operaciones en el Bloque Arauca. En julio 18 de 2011 , la Compañía presentó un reporte actualizado de las operaciones en el Bloque Arauca, donde la Compañía perforó el pozo exploratorio TORODOI-1X, el primero de dos pozos exploratorios programados para el 2011 en dicho bloque. Este pozo actualmente esta siendo probado.

• Se pagaron dividendos en efectivo a los accionistas en Junio 30 de 2011. En junio 13 de 2011, la Compañía anunció el pago de dividendos en efectivo por un monto acumulado de $25 millones, o $0.093 por acción ordinaria. Los dividendos se cancelaron en Junio 30 de 2011 a los accionistas registrados al 17 de Junio de 2011; la fecha exdividendo fue junio 15 de 2011.

Para mayores detalles de las actividades operacional y de exploración de la Compañía favor referirse al Informe de Gestion.

Pacific Rubiales, una compañía Canadiense productora de gas natural y crudo pesado posee el 100 por ciento de Meta Petroleum Corp., una compañía petrolera Colombiana operadora de los Bloques Rubiales y Piriri en la Cuenca de Los Llanos en asociación con Ecopetrol S.A., la compañía estatal petrolera de Colombia. La Compañía esta enfocada en la identificación de oportunidades primordialmente en la Cuenca de Los Llanos Orientales de Colombia al igual que otras áreas en Colombia y en el norte del Perú. Pacific Rubiales tiene una participación efectiva en la explotación de 45 bloques en Colombia, Perú y Guatemala.

Las acciones ordinarias de la Compañía se cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto y la Bolsa de Valores de Colombia bajos los símbolos de cotización PRE y PREC, respectivamente.

Barriles de Petróleo Equivalentes (bpe) puede prestarse a confusión, en particular si se considera de manera aislada. Un factor de conversión de 5,7 MMPC por 1 barril (BBL) de petróleo se utiliza, basándose en un método de conversión de equivalencia energética aplicable en la punta del quemador, y no representa una equivalencia a boca de pozo.

PARA MAYOR INFORMACIÓN

 Sr. Ronald Pantin
CEO y Director Ejecutivo

Sr. José Francisco Arata
Presidente y Director
(416) 362 7735

Sra. Belinda Labatte
Relaciones con los Inversionistas, Canadá
(647) 428 7035

Sra. Carolina Escobar V
Relaciones con los Inversionistas, Colombia
(+ 57 1) 628 3970

Anotación Cautelar Concerniente a la Información con Miras al Futuro
Este comunicado de prensa contiene información con miras al futuro. Toda declaración, diferente a hechos históricos, que se ocupe de actividades, eventos o acontecimientos los cuales la compañía cree, espere o anticipe que sucederán o puedan suceder en el futuro (incluyendo, sin limitación a, declaraciones referentes a estimativos y/o suposiciones con respecto a la producción, ingreso, flujo de caja y costos, estimativos de reservas y recursos, reservas y recursos potenciales y los planes y objetivos de exploración y desarrollo) son información con miras al futuro. Esta información con miras al futuro refleja las expectativas o creencias actuales de la compañía con base en la información actualmente disponible. La información con miras al futuro esta sujeta a un sinnúmero de riesgos e incertidumbres que pueden hacer que los resultados reales de la compañía difieran de manera importante de aquellos discutidos en la información con miras al futuro, e incluso aún sí dichos resultados reales se materializan completamente o se materializan en buena medida, no se puede garantizar que estos tengan las consecuencias o efectos esperados sobre la compañía. Los factores que pueden hacer que los resultados o eventos reales difieran sustancialmente de las expectativas actuales incluyen, entre otros los siguientes: la incertidumbre sobre los estimados de capital y costos de operación, estimados de producción y el retorno económico estimado; la posibilidad que las circunstancias reales difieran de los estimados y presunciones; fracaso en establecer las reservas y recursos estimados; fluctuación en los precios del petróleo y las tasas de cambio; inflación, cambios en los mercados bursátiles; acontecimientos políticos en Colombia o Perú; cambios en los reglamentos que afectan las actividades de la compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y costos del financiamiento futuro necesario; las incertidumbres inherentes a la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; y los demás riesgos divulgados bajo en titulo “Factores de Riesgo” y en otras secciones del Formulario Anual de Información de Abril 1 del 2009 radicado en SEDAR at www.sedar.com. Cualquier información con miras al futuro habla solo a partir de la fecha en la cual se emitió, y excepto como lo requieran las leyes aplicables a los títulos valores, la compañía descarta cualquier intento u obligación de actualizar cualquier información con miras al futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos o resultados futuros o de cualquier otra naturaleza. Aunque la compañía cree que las presunciones inherentes a la información con miras al futuro son razonables, dicha información con miras al futuro no es garantía del desempeño futuro y por consiguiente no se debe otorgar indebida confianza a dicha información debido a la incertidumbre inherente a la misma.