A Pacific Rubiales Energy
Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) forneceu hoje uma atualização
operacional dos resultados operacionais do quarto trimestre de 2013, que inclui
estimativas dos volumes de produção e vendas, preços realizados e netbacks
operacionais, resumidas abaixo:
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4T 2013
(Estimado)
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3T 2013
(Realizado)
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2T 2013
(Realizado)
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1T 2013
(Realizado)
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4T 2012
(Realizado)
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Produção líquida de petróleo
(Mbbl/d)
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122 - 123
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117,2
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116,6
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116,8
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97,0
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Produção líquida de gás
natural (Mboe/d)
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10 - 11
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10,5
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11,0
|
11,1
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11,2
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Total da produção líquida
(Mboe/d)
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132 - 134
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127,7
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127,6
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127,9
|
108,1
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Volumes de vendas (Mboe/d)
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143 - 145
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123,7
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127,4
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143,7
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108,98
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Preço realizado do petróleo
($/bbl)
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$94 - $96
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$103,00
|
$95,84
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$102,06
|
$99,83
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Preço realizado do gás
natural ($/boe)
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$32 - $33
|
$36,35
|
$39,78
|
$40,26
|
$43,80
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Netback operacional do
petróleo ($/bbl)
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$60 - $62
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$65,73
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$63,31
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$63,34
|
$47,61
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Netback operacional
combinado ($/boe)
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$59 - $61
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$62,52
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$60,54
|
$60,88
|
$46,44
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Nota: Todos os valores neste
comunicado à imprensa são representados em dólares dos Estados Unidos (US$) a
menos que declarados de outra forma.
Ronald
Pantin, Executivo-Chefe da Companhia, comentou:
"Estamos satisfeitos por
encerrarmos o ano com mais um forte trimestre operacional. Em 2013, alcançamos
ou excedemos nossos objetivos e esperamos ansiosos por mais um ano de forte
desempenho operacional em 2014.
"Em dezembro, reportamos
nossa Perspectiva e nossa Orientação para 2014 e realizamos uma teleconferência
no início de janeiro para discutir os detalhes. Reiteramos que, em 2014, nosso
objetivo é uma produção líquida média de aproximadamente 148 a 162 Mboe/d, um
aumento de 15 a 25% sobre os níveis de produção de 2013, o qual deverá gerar US$ 3,4 a US$ 3,6 bilhões de
EBITDA em um contexto de realização de preço do petróleo de US$ 90 a US$ 95/bbl e temos
agora como objetivo custos operacionais subjacentes (produção, transporte e
diluente) de US$ 28 a US$ 30/boe
para o ano, ligeiramente abaixo de nossa orientação anual original de US$ 30 a US$ 33/boe. O
crescimento da produção este ano será impulsionado pela aquisição da
Petrominerales Ltd. ("Petrominerales"), pela produção de
petróleo pesado dos blocos CPE-6 e Rio Ariari e pelas produções de outros
desenvolvimentos em campos de petróleo leve.
"Pela primeira vez,
fornecemos um previsão para cinco anos de produção líquida que estabelece um
caminho definido além do Campo Rubiales e dos barris visíveis para substituir
completamente a produção líquida atual de aproximadamente 70 Mbbl/d do Campo
Rubiales até a data em que o contrato principal expira em meados de 2016. É
importante compreender que, na ocasião do término do contrato, o Campo Rubiales
estará em acentuado declínio natural. A produção para a substituição virá do
desenvolvimento de nossa participação de 50% na operação do Bloco CPE-6 e nossa
participação de 100% no Bloco Rio Ariari (adquirido através da aquisição da
Petrominerales) do qual esperamos o fornecimento de barris de custo mais baixo
e valor mais alto.
"Em dezembro, duas
sondas de perfuração foram levadas para o Bloco CPE-6 para iniciarem o programa
de avaliação de exploração e desenvolvimento e, no começo de 2014, uma sonda de
perfuração foi levada para o Bloco Rio Ariari. A Companhia utilizará sondas
adicionais durante o ano para completar programas de vários poços, planejados
para cada bloco. Como produtora e desenvolvedora líder na produção de petróleo
pesado na Colômbia, nossa Companhia possui o histórico e a especialização para
acelerar rapidamente o desenvolvimento destes campos de petróleo pesado.
"Também em dezembro, a
Companhia chegou a um acordo para a venda de sua participação de 5% e direitos
de transporte no oleoduto OCENSA na Colômbia (adquiridos através da aquisição
da Petrominerales) por US$ 385 milhões, e recebeu
ofertas indicativas de aproximadamente US$ 380
milhões por uma participação de 38% de sua companhia 100% integral Pacific
Midstream Holding Corp., a qual atualmente detém a participação da Companhia
nos oleodutos ODL e Bicentenario, bem como os ativos da linha de transmissão de
energia elétrica PEL. Os proventos da venda destes ativos serão usados para
pagamento de dívidas e recompra de ações. Vendas adicionais de ativos de
midstream (atividades de refino, transporte, importação e exportação) são
esperadas no futuro, permitindo que a Companhia gere valor de caixa não
reconhecido, enquanto retém o valor estratégico destes ativos, através de
acordos de capacidade de longo prazo.
"Em 2014, avançaremos
nossa tecnologia de recuperação secundária STAR para escala comercial completa
no Campo Quifa SW, com a inclusão de alguns grupos próximos de poços atualmente
produzindo em recuperação primária. Isto acontece após o sucesso de um projeto
piloto em menor escala, que foi implementado no mesmo campo no ano passado, o
qual demonstrou pelo menos o dobro do fator de recuperação na sua área de
cobertura. A Companhia recebeu duas patentes exclusivas de 20 anos para sua
tecnologia STAR na Colômbia e propôs um novo contrato para o Campo Rubiales com
base na implementação da tecnologia STAR por conta e risco, em troca de um novo
contrato para aumento dos volumes secundários de petróleo, se estendendo para
além da vigência até 2016. Os volumes da tecnologia STAR não estão atualmente
contidos na previsão de produção de cinco anos da Companhia.
"Durante os dois últimos
anos, a Companhia realizou uma série de aquisições estratégicas na Colômbia.
Estas aquisições nos garantiram um fornecimento seguro de petróleo leve, que
podemos usar como diluente para ser misturado com a nossa crescente produção de
petróleo pesado e substituir a necessidade de comprar e importar destilados
mais caros e menos seguros. Através de atividades de exploração e
desenvolvimento, já conseguimos aumentar a produção a partir da aquisição de
ativos e obtivemos valor adicional por meio de ativos de midstream obtidos como
parte destas aquisições.
"No início do ano
passado, a Companhia anunciou planos para reduzir seus custos com a produção de
petróleo, transporte e diluentes em um objetivo proforma de US$ 8/bbl até o final de 2013, comparado com o quarto
trimestre de 2012. Estou satisfeito por termos substancialmente atingido este
objetivo com o início das operações do oleoduto Bicentenario em novembro e a
conclusão da construção da linha de transmissão de energia elétrica
Petroeléctrica Los Llanos (fornecendo energia de baixo custo para a operação
dos campos Rubiales e Quifa). Com a eletrificação da linha em janeiro, após a
aprovação ministerial da Colômbia, a Companhia espera realizar totalmente seus
objetivos de redução dos custos de produção em 2014. A eletricidade de baixo
custo fornecida pela linha deverá ser utilizada no desenvolvimento do Bloco
CPE-6 e em outras propriedades de petróleo pesado no sul da Bacia de Llanos, na Colômbia.
"Estamos iniciando 2014
com uma situação financeira bastante sólida, nosso balanço continua forte e
nossos objetivos de crescimento para os próximos 5 anos são apoiados por nossos
extensivos custos baixos e alto retorno da exploração de petróleo pesado e
ativos de desenvolvimento na Colômbia. Aguardamos com ansiedade por um
empolgante ano de 2014, na medida em que prosseguimos com nossa
estratégia de crescimento repetido e lucrativo, contribuindo o para benefício
de longo prazo de nossos acionistas, funcionários e outros grupos de interesse,
a Companhia líder de exploração e produção concentrada na América
Latina".
Resultados do Quarto
Trimestre de 2013
A produção líquida para o
trimestre deverá ficar na faixa de 132 a 134 Mboe/d, praticamente em linha com
a produção do trimestre anterior e um aumento de cerca de 23% em relação ao
mesmo período do ano passado. Com a conclusão da aquisição da Petrominerales no
final de novembro de 2013, a Companhia realizou volumes de produção dos ativos
adquiridos durante o mês de dezembro. A produção destes ativos será
completamente reconhecida durante o primeiro trimestre de 2014 e os volumes
deverão ser similares aos níveis anteriormente reportados pela Petrominerales
no terceiro trimestre de 2013 (21 Mbbl/d líquidos). O escoamento da produção em
2013 deverá ser de aproximadamente 127 Mboe/d líquidos (média da última semana
de dezembro, excluindo os volumes da aquisição da Petrominerales), um aumento
de aproximadamente 9% em relação ao escoamento da produção da Companhia em
2012. A Companhia estima que atingirá uma produção média líquida de 128 a 130
Mboe/d em 2013, acima da faixa superior da sua orientação anual de produção de
crescimento de 15 a 30% (113 a 127 Mboe/d) acima dos níveis de 2012, apesar de
acomodar volumes adicionais fornecidos para a Ecopetrol, S.A. ("Ecopetrol")
associados com a decisão da arbitragem sobre a PAP em Quifa, no início do ano.
A Companhia reporta seus
volumes de venda compostos pelos volumes produzidos mais os volumes dos
diluentes adquiridos (misturado com a sua produção de petróleo pesado para
formar uma combinação de vendas) e pelos volumes de petróleo para negociação (
OFT – Oil For Trading), mais/menos os ajustes nos estoques de vendas. Os
volumes de vendas podem variar significativamente de trimestre para trimestre
como consequência dos volumes flutuantes de diluentes e OFT e de oscilações
significativas nos estoques de petróleo, os quais estão relacionados com o
tempo de levantamento da carga para exportação.
Os volumes de vendas no
quarto trimestre deverão ficar na faixa de 143 a 145 Mboe/d. Conforme anunciado
anteriormente, os volumes de vendas foram afetados por uma estimativa de 600
Mbbl de volumes de petróleo referentes aos volumes PAP acumulados do período
anterior. Estes volumes se referem ao contrato celebrado pela Companhia com a
Ecopetrol SA para iniciar a entrega 'em espécie' de volumes PAP do período
anterior associados com a decisão da arbitragem PAP anunciada no ano passado.
Estes volumes (totalizando aproximadamente 1,0 MMbbl no final do terceiro
trimestre) foram acumulados e totalmente contabilizados como provisão
financeira nas demonstrações financeiras da Companhia, desde o final do ano de
2012. Conforme um acordo com a Ecopetrol, a Companhia espera entregar todos os
volumes acumulados anteriores ao período PAP até o final do primeiro trimestre
de 2014. Tendo começado no terceiro trimestre de 2013 e chegando inclusive até
o primeiro trimestre de 2014, tal entrega resultará em uma reversão da provisão
financeira acumulada, mas representará uma redução nos volumes de vendas.
Os volumes OFT no quarto
trimestre deverão ficar em uma faixa similar ao trimestre anterior
(aproximadamente 4,2 Mbbl/d no terceiro trimestre de 2013). Os volumes de
diluentes no quarto trimestre deverão diminuir ligeiramente em relação ao
trimestre anterior (3,2 Mbbl/d no terceiro trimestre de 2013), na medida em que
a Companhia continua a substituir diluentes adquiridos pela sua produção
própria de petróleo leve de custo mais baixo. A Companhia espera que a
realização do preço do petróleo no quarto trimestre fique na faixa de US$ 94 a US$ 96/bbl,
aproximadamente 8% mais baixo do que no trimestre anterior, refletindo uma
queda do WTI de US$ 105,81/bbl no terceiro
trimestre para US$ 98,05/bbl no quarto trimestre. A
maior parte da produção de petróleo da Companhia na Colômbia e no Peru é exportada a preços associados aos preços
internacionais do petróleo.
Apesar de uma queda de 8% nos
preços realizados do petróleo, a Companhia espera manter seus netbacks
operacionais apenas ligeiramente inferiores aos do terceiro trimestre, devido
às reduções de custos. Conforme planejado, a Companhia teve custos menores com
transporte com a inauguração do oleoduto Bicentenario em novembro (reduzindo os
custos mais altos com o transporte rodoviário da produção de petróleo) e uma
redução adicional nos custos dos diluentes, na medida em que a Companhia
continuou a reduzir os volumes e os custos dos diluentes adquiridos,
substituindo-os por seu próprio petróleo, produzido para a mistura.
A Companhia reconhece tanto
suas receitas quanto seus custos em seu volume total de vendas, e não em seus
volumes produzidos. Os custos operacionais totais são divulgados como uma
combinação de: produção, transporte e custos com diluentes, mais outros custos
e custos com overlift/underlift. Os dois últimos (outros custos e
overlift/underlift) estão amplamente relacionados aos movimentos no
armazenamento e levantamento de carga do estoque e podem, consequentemente,
causar impacto significativo nos custos totais, de maneira positiva ou
negativa, em qualquer trimestre específico.
A Pacific Rubiales,
uma companhia canadense e produtora de gás natural e petróleo bruto, detém 100%
do capital da Meta Petroleum Corp., que opera nos campos de petróleo pesado de
Rubiales, Piriri e Quifa, localizados na Bacia de Llanos
e 100% do capital da Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera o campo
de gás natural de La Creciente na área noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales
também adquiriu 100% da Petrominerales Ltd., que possui ativos de petróleo leve
e pesado na Colômbia e ativos de óleo e gás no Peru,
100% da PetroMagdalena Energy Corp., que possui ativos de petróleo leve na
Colômbia e 100% da C&C Energia Ltd., que possui ativos de petróleo leve na
bacia de Llanos. Adicionalmente, a Companhia possui um diversificado portfólio
de ativos além da Colômbia, o que inclui ativos de produção e exploração no Peru, Guatemala,
Brasil, Guiana e Papua - Nova Guiné.
As ações ordinárias da
Companhia são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto
e na Bolsa de Valores da Colômbia e como Certificados de Depósitos de Ações
(Brazilian Depositary Receipts) na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros do
Brasil sob os símbolos PRE, PREC e PREB, respectivamente.
