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Resultados de Pacific Rubiales en el 2012: Finanzas sólidas y crecimiento continuo en producción y reservas
TORONTO, 16 de marzo de 2013: /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunció hoy la publicación de sus resultados financieros consolidados auditados para los años cerrados el 31 diciembre de 2012 y de 2011, junto con su documento Management Discussion and Analysis ("MD&A") (Discusión y Análisis de la Gerencia) para el período correspondiente. Estos documentos se publicarán en el sitio web de la compañía en www.pacificrubiales.com, en SEDAR en www.sedar.com, en el sitio web de SIMEV en www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev y en el sitio web de BOVESPA en www.bmfbovespa.com.br/< /a>. Todos los valores en este comunicado de prensa y en las divulgaciones financieras de la compañía se expresan en US$ a menos que se indique lo contrario.
La compañía ha programado una llamada de teleconferencia para inversores y analistas el jueves 14 de marzo de 2013 a las 9:00 a.m. (hora de Toronto) para analizar los resultados finales del año 2012 de la compañía. Se invita a los analistas e inversores interesados a participar usando las instrucciones para llamar que se ofrecen más adelante en este comunicado de prensa.
Resumen y aspectos destacados del 2012
La producción creció 13% de año en año, promediando 97.657 bpe/d netos después de regalías incluyendo 1.573 bbl/d atribuidos al Bloque Z-1, costa afuera en Perú. La producción neta equivalente en el cuarto trimestre fue de 108.149 bpe/d, 19% mayor que durante el mismo período en 2011.
EBITDA para el año fue de $2.000 millones, 3% superior a la de 2011, impulsada por mayor producción y netbacks por operaciones.
Las utilidades netas fueron de $528 millones, en comparación con $554 millones en 2011.
Las utilidades netas ajustadas por operaciones fueron de $653 millones en comparación con $742 millones reportados en 2011.
Los netbacks por operaciones de petróleo crudo aumentaron 1% hasta $63,14/bbl y el netback combinado de petróleo y gas fue de $60,20/bpe en comparación con $60,19/bpe en 2011.
Gastos totales de capital en exploración y desarrollo de $1.600 millones, en comparación con $1.100 millones en 2011.
Crecimiento en reservas netas probadas más probables ("2P") totales de 27%, añadiendo 142 MMbpe, lo cual representa un reemplazo de reservas de 398%. Diversificación exitosa de la base de reservas con el campo Rubiales representando ahora menos del 19% de la base de reservas netas de la compañía, una disminución con respecto al 60% que representaba en 2008.
Éxito de exploración de 80%, perforación de 55 pozos de exploración brutos (33 netos), adición de 40 millones de bpe en reservas 2P netas. Luego del cierre del año, se anunciaron nuevos descubrimientos de exploración en el pozo Kangaroo-1X, costa afuera en Brasil y en el pozo Manamo-1X en el bloque Guama, en tierra firme en Colombia.
Adición de 92 MMbpe de reservas y considerable producción procedente de adquisiciones, incluyendo una participación en el Bloque Z-1 costa afuera en Perú, y las adquisiciones de PetroMagdalena Energy Corp. y C&C Energia Ltd., en tierra firme en Colombia.
Arrancada del proyecto piloto para Recuperación Adicional Térmica Sincronizada ("STAR", por sus siglas en inglés) en el campo Quifa SW, pruebas exitosas de vapor y nitrógeno completadas en 2012, y el inicio de la inyección con aire, el 18 de febrero de 2013 con respuesta de producción positiva.
"El 2012 fue otro año destacado de crecimiento en producción y reservas para la compañía", comentó Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía. "Tuvimos un comienzo de año muy difícil, y nuestra producción estuvo limitada durante los primeros ocho meses debido a retrasos fuera de nuestro control de los permisos medioambientales y desarrollo. Después de recibir algunos de los permisos en agosto, pudimos aumentar considerablemente la producción durante el cuarto trimestre y alcanzar un cierre de año muy sólido. La producción promedio del año, incluyendo la producción atribuible a nuestro Bloque Z-1 en Perú, fue 13% superior a la de 2011, ligeramente por debajo de lo que esperábamos originalmente. Un índice mucho más importante de desempeño operativo puede verse en nuestra producció n del cuarto trimestre que fue 19% superior a la del mismo período en 2011.
"El desempeño financiero fue sólido, con incremento de EBITDA de año en año. A pesar de un descenso de 1% en el precio de referencia del WTI en comparación con 2011, la compañía aumentó sus netbacks por operaciones en petróleo en 1%, lo cual es una indicación de la fortaleza de nuestro grupo de comercialización y de la ventaja continua que disfruta del petróleo colombiano en el mercado internacional.
"Las reservas y los recursos de la compañía continuaron creciendo en sintonía con la producción. Las reservas al cierre del año 2012 crecieron en 27%, con adiciones de reservas 2P netas de 4 bpe por bpe producido. La compañía continúa diversificando su base de reservas, con el campo Rubiales representando ahora menos del 19% de las reservas 2P netas totales.
"Durante 2012 hicimos una transición en la cartera de la compañía a través de adquisiciones selectas, para preparar y apuntalar crecimiento a largo plazo y añadir valor a nuestros negocios existentes. Esta actividad estuvo dirigida hacia la adquisición de reservas económicas y estratégicas que brindan valor inmediato y producción que tiene un impacto en el flujo de caja a corto plazo, así como mayores recursos de exploración para impulsar crecimiento, mirando a un plazo más allá de tres a cinco años.
"La adquisición de una participación de 49% en el Bloque Z-1 costa afuera nos aporta nuestra primera producción en Perú y con una nueva plataforma de desarrollo en el lugar, esperamos poder aumentar considerablemente la producción de petróleo durante los próximos años a través de perforación de desarrollo. El Bloque Z-1 también tiene una base de recursos vasta y prospectiva para afianzar la actividad de exploración futura.
"La adquisición de PetroMagdalena y C&C Energia por parte de la compañía durante 2012 añadió producción y reservas de petróleo medio y ligero que pueden usarse como una fuente estratégica de diluyente para nuestra creciente producción de petróleo pesado en la cuenca Llanos, en Colombia. La producción integrada de petróleo ligero como diluyente / petróleo pesado de la compañía, junto con su creciente propiedad en oleoductos e infraestructura de transportación en Colombia, captura un considerable margen de valor incremental sobre la propiedad directa de petróleo ligero, en comparación con el costo de compra de volúmenes de diluyente.
"Durante 2012, continuamos expandiendo nuestra presencia de exploración a través de la captura de grandes recursos en etapas tempranas en un número de oportunidades selectas enfocadas en países latinoamericanos que muestran un balance de riesgo sobre y debajo del terreno. Esta es una estrategia similar a la que condujo a la exitosa "primera movida" de la compañía, la captura de grandes recursos en el cinturón de recursos de petróleo pesado en Colombia, y aprovecha la experiencia y capacidad en tierra firme/costa afuera y en cuenca de frontera que la compañía ha adquirido e integrado a partir de sus orígenes técnicos y gerenciales. Esto ilustra la capacidad y la visión de la compañía para ver más allá de corto y medio plazo, acumulando oportunidades para apoyar, mejorar y desarrollar nuevos prospectos de crecimiento en el fu turo. Ya hemos visto cierto éxito temprano en nuestro primer pozo perforado en Brasil, el pozo de exploración Kangaroo-1X el cual interceptó una sección de petróleo bruta de 25 metros en el Eoceno.
"El balance de la compañía permanece sólido y nuestros objetivos de crecimiento están intactos. Confío en que tenemos los recursos y la capacidad comercial y técnica para continuar nuestra estrategia de crecimiento repetible y rentable creando para el futuro a largo plazo, la compañía de exploración y desarrollo líder enfocada en América Latina".
Resumen financiero
A continuación se ofrece un resumen de los resultados financieros para los doce y tres meses cerrados el 31 de diciembre de 2012 y de 2011 (se puede encontrar discusión, explicación y análisis con mayores detalles en el documento Discusión y Análisis de la Gerencia de la compañía para el año cerrado el 31 de diciembre de 2012 con fecha 13 de marzo de 2013):
Año cerrado en Diciembre
Tres meses cerrados e diciembre
(En miles de US$ excepto en cantidades por acción o según se indique)
2012 2011 2012 2011
Ventas de petróleo y gas
$ 3.884.762 $ 3.380.819 $ 1.046.689 $ 1.011.476
EBITDA (1)
2.018.395 1.959.092 429.041 566.671
Margen EBITDA (EBITDA/ingresos)
52% 58% 41% 56%
Por acción - básica ($) (2)
6,85 7,20 1,45 2,02
- diluida ($)
6,67 6,57 1,41 1,97
Utilidades netas
527.729 554.336 (23.777) 80.834
Por acción - básica ($) (2)
1,79 2,04 (0,08) 0,29
- diluida ($)
1,74 1,97 (0,08) 0,28
Flujo de caja por operaciones
1.802.735 1.219.057 676.938 477.530
Por acción - básica ($) (2)
6,12 4,48 2,28 1,70
- diluida ($)
5,95 4,09 2,23 1,66
Utilidades netas ajustadas por operaciones
652.857 742.288 38.169 167.091
Por acción - básica ($) (2)
2,22 2,73 0,13 0,60
- diluida ($)
2,16 2,49 0,13 0,58
Partidas no operacionales
125.128 187.952 61.946 86.257
Flujo de fondos por operaciones (1)
1.387.544 1.368.599 231.532 351.760
Por acción - básica ($) (2) 4,71 5,03 0,78 1,26
- diluida ($) 4,58 4,59 0,76 1,22
(1) Consulte "Additional Financial Measures" (Índices Financieros Adicionales), en la Sección 17 del documento Discusión y Análisis de la Gerencia de la compañía para el año cerrado el 31 de diciembre de 2012 con fecha 13 de marzo de 2013 (el "MD&A").
(2) El número promedio ponderado básico de acciones ordinarias en circulación para el año cerrado el 31 de diciembre de 2012 y de 2011 fue de 294.576.424 (completamente diluidas – 302.823.229) y 271.985.534 (completamente diluidas – 298.271.197), respectivamente.
Volúmenes de ventas y netbacks por operaciones de petróleo crudo y gas natural
La compañía produce y vende petróleo crudo y gas natural. También compra líquidos y petróleo crudo a terceras partes para utilizar como diluyentes para mezclar con su producción de petróleo pesado y con propósitos de comercialización, los cuales se incluyeron en el "volumen diario vendido" informado. Los volúmenes de ventas también son afectados por el movimiento relativo en los inventarios durante un período de reporte. Tanto los ingresos como los costos se reconocen en los volúmenes respectivos vendidos durante el periodo.
En la siguiente tabla se brinda un resumen de la conciliación entre los volúmenes producidos y los volúmenes de ventas (en el documento MD&A puede encontrarse discusión, explicación y análisis con más detalles):
Año cerrado en diciembre
Tres meses cerrados en diciembre
Producción neta (bpe/d)
2012 2011 2012 2011
Colombia 96.084 86.497 106.692 90.959
Perú 1.573 - 1.457
Total 97.657 86.497 108.149 90.959
Producción neta vendida (bpe/d)
Producción disponible para la venta (bpe/d) *
96.179 86.497 107.071 90.959
Volúmenes de diluyente (bbl/d)
9.609 13.381 9.671 12.874
Petróleo para volúmenes de comercialización (bbl/d)
4.937 3.449 1.718 9.067
Balances de inventario y otros (bpe/d)
(1.745) (2.881) 1.681 (4.694)
Volúmenes vendidos (bpe/d)
108.980 100.446 120.141 108.206
La producción disponible para la venta incluye toda la producción neta en Colombia y el 49% de la producción neta de la compañía en Perú desde el 13 de diciembre hasta el 31 de diciembre de 2012.
El netback por operaciones combinado de petróleo crudo y gas natural durante el año cerrado el 31 de diciembre de 2012 fue de $60,20, aproximadamente sin variación con respecto al mismo periodo en 2011. Los netbacks por operaciones para los doce meses cerrados el 31 de diciembre de 2012 y de 2011 se brindan en las tablas siguientes (en el documento MD&A se puede encontrar discusión, explicación y análisis con más detalles así como los netbacks segmentados del cuarto trimestre):
Año cerrado en diciembre
2012 2012 2012 2011
Petróleo Gas Combinado
Combinado
Volumen diario promedio vendido (bpe/día)(1)
93.141 10.902 104.043 96.997
Netback por operaciones ($/bpe)
Precio de venta del petróleo crudo y el gas natural
102,94 42,19 96,58 91,58
Costo de producción de los barriles vendidos (2)
11,71 4,60 10,96 5,48
Transportación (camiones y oleoducto) (3)
13,95 0,20 12,51 10,93
Costo del diluyente(4)
11,08 - 9,92 14,23
Otros costos (5)
1,12 2,65 1,28 0,57
Costo total de producción
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