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PETROMINERALES REPORTA LOS RESULTADOS FINANCIEROS DEL SEGUNDO TRIMESTRE DESTACANDO UN FLUJO DE FONDOS OPERACIONAL DE US$173,7 MILLONES

Aug 2 2012 12:00AM

Marketwire

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CALGARY, AB -- (Marketwire) -- 08/02/12 -- Petrominerales Ltd. ("Petrominerales" ó la "Compañía") (TSX: PMG) (BVC: PMGC) se complace en anunciar los resultados financieros del segundo trimestre de 2012 destacando un flujo de fondos operacional de US$173,7 millones ó US$1,78 por acción en el volumen de ventas de petróleo producido promediando 32.138 barriles de petróleo por día ("bppd"). Durante el trimestre hemos completado una serie de transacciones que nos permitieron recomprar el 10 por ciento de nuestras acciones ordinarias y extender el vencimiento de nuestra deuda de bonos convertibles. Nuestro balance permanece sólido con US$160,6 millones en caja y líneas de crédito disponibles en su totalidad. Esta flexibilidad financiera continúa fortaleciendo nuestra habilidad para ejecutar nuestro actual programa de exploración de alto impacto.

ASPECTOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS DESTACADOS
La siguiente tabla proporciona un resumen de los resultados financieros y operativos de Petrominerales para el segundo trimestre finalizado al 30 de junio de 2012 y 2011. Los estados financieros consolidados con el Análisis y Comentarios de la Dirección ("MD&A") están disponibles en la página de internet de la Compañía en www.petrominerales.com, en la página de internet de SEDAR en www.sedar.com y en SIMEV en www.superfinanciera.gov.co.


Resultados Financieros a Resaltar($ millones, salvo que se indique algo diferente) Tres meses finalizados al Seis meses finalizados al 30 de junio, 30 de junio, % % 2012 2011 variación 2012 2011 variaciónVentas de petróleo 289,8 378,0 (23) 622,8 727,7 (14)Flujo de fondos operacional (1) 173,7 194,7 (11) 373,5 376,5 (1) Por acción - básica ($) 1,78 1,88 (5) 3,79 3,63 4 - diluida ($) 1,50 1,62 (7) 3,23 3,12 4Utilidad neta ajustada (1)(2) 38,3 113,9 (65) 118,6 189,7 (37) Por acción - básica ($) 0,39 1,10 (65) 1,20 1,83 (34) - diluida ($) 0,38 0,99 (62) 1,14 1,67 (32)Dividendos declarados 11,0 13,7 (20) 23,5 27,1 (13)Inversiones en PP&E y E&E(3) 150,6 174,8 (14) 369,0 324,3 14 -------- -------- --------- -------- -------- --------- 31 de 30 de junio, 31 de marzo, diciembre,Al, 2012 2012 2011Caja 160,6 175,6 295,4Superávit neto en Capital de Trabajo (1) 24,9 36,2 73,8Deuda(5) 671,1 550,0 550,0Activos totales 2.244,4 2.283,2 2.226,5Acciones ordinarias (000s) 89.778 99.719 99.375Acciones ordinarias diluidas (000s)(4) 97.002 106.924 106.883 ------------- ------------- -------------Resultados Operacionales a Resaltar Tres meses finalizados Seis meses finalizados al 30 de junio, al 30 de junio, 2012 2011 2012 2011 2012 2011Producción (bppd) Llanos Profundos 20.936 29.955 (30) 22.261 30.050 (26) Llanos Central 4.914 4.386 12 4.657 4.486 4 Neiva 3.428 3.939 (13) 3.587 4.029 (11) Orito 1.827 2.028 (10) 2.026 1.989 2 Crudo Pesado 8 - - 37 - - ------- ------- ------- ------- ------- -------Producción Total 31.113 40.308 (23) 32.568 40.554 (20) ------- ------- ------- ------- ------- -------Volumen de Venta 32.138 39.202 (18) 32.475 39.442 (18) ------- ------- ------- ------- ------- -------Netback Operacional ($/bbl)(1) Precio de Referencia WTI 93,48 102,34 (9) 98,20 98,47 - Precio de Referencia Brent 108,44 118,32 (8) 113,46 111,76 2 Descuento a Brent 9,35 12,35 (25) 8,09 9,83 (18) ------- ------- ------- ------- ------- ------- Precio de Venta 99,09 105,97 (6) 105,37 101,93 3 Costos de Transporte 7,42 10,82 (31) 7,12 10,09 (29) ------- ------- ------- ------- ------- -------Precio Realizado de Petróleo 91,67 95,15 (4) 98,25 91,84 7 Regalías 10,63 12,82 (17) 11,18 12,16 (8) Costos de Producción 16,62 12,74 30 14,91 10,22 46 ------- ------- ------- ------- ------- -------Netback Operacional (1) 64,42 69,59 (7) 72,16 69,46 3 ------- ------- ------- ------- ------- -------




(1) Mediciones fuera del marco de las NIIF (Normas Internacionales de Información Financiera por sus siglas en inglés). Vea la sección "Mediciones fuera del marco de NIIF".

(2) La Gerencia considera que la Utilidad Neta Ajustada es una medida más representativa del desempeño económico de la Compañía. La Utilidad Neta ha sido ajustada para los efectos contables NIIF en los bonos convertibles. Vea la sección "Mediciones fuera del marco de NIIF".

(3) PP&E consiste en activos de propiedad, planta y equipo y E&E se compone de activos de exploración y evaluación de los estados consolidados de flujo de efectivo.

(4) Consiste en la suma de las acciones ordinarias, opciones sobre acciones, acciones ordinarias diferidas, acciones incentivo y la potencial emisión de acciones condicionada a la conversión de bonos convertibles "in-the-money" (si su valor de nominal está por encima del valor del mercado a la fecha del fin de período). Al 30 de junio y 31 de marzo de 2012 y al 31 de diciembre de 2011, los bonos convertibles fueron considerados deuda siendo que los precios de conversión de los bonos de $33,17 y $18,00 eran más altos que el precio de las acciones de la Compañía.

(5) Deuda representa el monto principal de los bonos convertibles en circulación "out-of-the-money".

HECHOS DESTACADOS Y TRANSACCIONES SIGNIFICATIVAS DURANTE EL SEGUNDO TRIMESTRE
(Las comparaciones son del segundo trimestre de 2012 vs. el segundo trimestre de 2011 a menos que se indique algo diferente)

•Durante el trimestre mejoramos nuestra estructura de capital emitiendo US$400 millones de bonos convertibles que vencen en junio de 2017, recomprando US$279,9 millones de los bonos convertibles existentes que tenían la opción de conversión temprana en agosto de 2013 y recomprando y cancelando 10 por ciento, ó 10,06 millones de nuestras acciones por US$140,1 millones. •Tuvimos dos nuevos descubrimientos de crudo en el Bloque Corcel: Guala y Chilaco, y perforamos un exitoso pozo de desarrollo en la Bloque Casimena: Yenac-4. •Nuestro netback operativo promedió US$64,42 por barril en el segundo trimestre, un siete por ciento menos que el segundo trimestre de 2011, debido principalmente a los menores precios de petróleo en el mundo y mayores costos operacionales, compensados por los ahorros en transporte luego de nuestra adquisición en el Oleoducto de OCENSA. •Las inversiones de capital fueron US$150,6 millones, ó 31 por ciento menos que en el primer trimestre de 2012, esperamos que la tasa de proyección de costos para lo que queda del 2012 sea menor a los niveles del segundo trimestre. •El flujo de fondos operacional fue de US$173,7 millones ó US$1,78 por acción básica, representando el 11 y cinco por ciento menos que en el 2011, debido principalmente a un menor volumen de ventas y precios de venta. •La utilidad neta ajustada fue de US$37,9 millones ó US$0,39 por acción básica, representando el 65 y 62 por ciento menos que en el 2011, debido principalmente a menores ventas de petróleo, menores precios del petróleo y mayor agotamiento.

RESUMEN OPERACIONAL


Producción (bppd)---------------------------------------------------------------------------- Segundo Primer Cuarto Julio trimestre trimestre trimestre 2012 2012 2012 2011----------------------------------------------------------------------------Llanos Profundos 17.810 20.936 23.596 26.237Llanos Central 4.917 4.914 4.416 3.226Neiva 3.322 3.428 3.746 3.993Orito 1.404 1.827 2.226 1.897Crudo Pesado - 8 63 -----------------------------------------------------------------------------Producción Total 27.453 31.113 34.047 35.353----------------------------------------------------------------------------




La producción del segundo trimestre promedió 31.113 bppd, 2.934 bppd ó nueve por ciento menos que en el primer trimestre de 2012. Nuestra producción en los Llanos Profundos decreció en 2.660 bppd ó 11 por ciento debido principalmente a las declinaciones naturales y la suspensión temporal de Yatay-1 en abril para iniciar la bomba en el pozo, compensado parcialmente por nuestro descubrimiento en Guala-1, que inició producción a mediados de junio. Nuestra producción en Llanos Central incrementó en 498 bppd ó 11 por ciento, debido a que el pozo de desarrollo, Yenac-4, inició producción y a que Tucuso-1 produjo durante el mes completo, compensado parcialmente por la suspensión temporal en el Bloque Mapache a causa de los disturbios de las comunidades. La producción en Orito decreció 18 por ciento debido principalmente a los 350 bppd de producción suspendidos luego de un deslizamiento de tierras. La producción en Neiva decreció ocho por ciento debido principalmente a las declinaciones naturales. Planeamos reiniciar ambos programas de perforación en Orito y Neiva durante el primer trimestre de 2013 luego de recibir los permisos ambientales correspondientes.

La producción promedió 27.453 bppd en julio, doce por ciento ó 3.660 bppd menos que el promedio del segundo trimestre debido principalmente a que el pozo Yatay-1 estuvo suspendido por seis días, una reducción de 1.375 bppd, y a las declinaciones naturales. Esperamos que nuestro pozo Yatay-1 reanude producción el 2 de agosto. Adicionalmente, tenemos aproximadamente 1.100 bppd suspendidos temporalmente en el Bloque Orito debido a un reciente deslizamiento de tierras, a que ciertos pozos estaban pendientes de labores de reacondicionamiento y a los disturbios en las facilidades. También tenemos aproximadamente 500 bppd de producción suspendida en el norte de nuestro Bloque Mapache como resultado de los disturbios de las comunidades.

Cuenca de Llanos Profundos (Corcel, Guatiquía y Sur del Bloque Llanos-31), Colombia

Durante el trimestre perforamos dos pozos, Guala-1 y Hungaro-1. Guala-1 fue perforado a una profundidad medida total de 12.432 pies. Los registros del pozo indicaron 47 pies de arenas con potencial presencia de hidrocarburos, 38 pies en la Formación Lower Sand-1 y nueve pies en la Formación Guadalupe. Luego de completar el pozo en la Formación Lower Sand-1, instalamos una bomba electrosumergible y pusimos el pozo en producción el 17 de junio a una tasa de petróleo estabilizada en 2.046 bppd de 17 grados API y seis por ciento de corte de agua. El pozo promedió 1.944 bppd durante lo que quedó del mes. Nuestro prospecto Hungaro-1 fue perforado a una profundidad medida total de 13.510 pies. Después de analizar los registros del pozo y la data de perforación, decidimos abandonar el pozo. El taladro entonces se movilizó a nuestro prospecto Mambo-1 en el Bloque Corcel y comenzamos operaciones de perforación el 1ro de julio. Este prospecto tiene características similares y es adyacente a nuestro reciente descubrimiento Guala. Estamos perforando actualmente nuestro prospecto Guarana-1, el cual es adyacente a nuestro descubrimiento de petróleo Macapay, el cual ha producido más de 600.000 barriles de petróleo desde junio de 2011.

Bloques del Piedemonte (Bloque Llanos-25, 31, 59 y 15), Cuenca de Llanos Profundos, Colombia

Nuestro prospecto Bromelia-1 alcanzó su profundidad total de 18.550 pies el 9 de mayo. El pozo muestra una sección de petróleo y otra de gas. El análisis petrofísico de la sección de petróleo indica que hay 142 pies de arenas netas con potencial presencia de hidrocarburos en seis formaciones diferentes; los intervalos más grandes fueron las Formaciones Barco, Mirador y Carbonera. No se tomaron registros en las zonas de gas con alta presión y alta temperatura penetrada en la Formación Une; sin embargo, 14 pies de potencial presencia de hidrocarburos pueden inferirse con base en las lecturas del cromatógrafo de gas, la presencia de gas en el sistema de lodos y los registros gamma.

Revestimos el pozo y hemos identificado inicialmente hasta cuatro zonas a probar. Las zonas con potencial de petróleo están siendo probadas primero debido a la logística, menores tiempos de espera y a la relativa facilidad de la comercialización.

Se han completado las pruebas de la primera zona en la Formación Barco, y aunque la formación demostró características de reservorio positivas, en las pruebas se recuperó agua. Luego de recobrar la cuerda de pruebas en la superficie encontramos que el empacador de fondo de pozo y cuerda de pruebas estaban cubiertas de crudo pesado. Nuestra interpretación inicial es que el crudo pesado residual encontrado puede no ser económico para producir.

El plan actual es completar la prueba de tres zonas adicionales con potencial presencia de crudo: las Formaciones Mirador Inferior y Superior y Carbonera, para principios del cuarto trimestre. Esperamos calidad en el reservorio y potencial de mejora en el petróleo producible a medida que nos movemos hacia la superficie en el pozo y probamos los intervalos pendientes. Planeamos ejecutar pruebas de producción de larga duración para la zona de gas de alta presión y alta temperatura, dependiendo de los resultados de las zonas con potencial de petróleo.

También hemos iniciado un programa de adquisición de 256 kilómetros cuadrados adicionales de sísmica 3D en la porción noreste del Bloque Llanos-25, donde vemos algunas estructuras altamente prospectivas en nuestra sísmica 2D. Con base en nuestro plan de adquirir un amplio programa regional de sísmica 3D, decidimos diferir la perforación del prospecto de Canatua hasta el 2013.

En el Bloque Llanos-59, durante el trimestre hemos completado la adquisición de un amplio programa de sísmica 3D de 379 kilómetros cuadrados. Estamos optimistas con la evaluación inicial de la sísmica y estamos planeando un programa de exploración de varios pozos en este Bloque para iniciar en la primera mitad de 2013.

En el Bloque Llanos-31 estamos evaluando e interpretando una amplia falla de cabalgamiento en nuestro programa de sísmica 3D recientemente adquirido, el cual había sido previamente identificado en nuestra información de sísmica 2D. Los mapas iniciales indican que hay múltiples estructuras a lo largo de esta tendencia. Hemos identificado una locación provisional cerca de un pozo abandonado en 1971. Este pozo alcanzó una profundidad total de 15.990 pies en la Formación Carbonera C-7 y encontró muestras de petróleo en unas arenas Carbonera estratigráficamente medio-superiores.

Cuenca de Llanos Central (Casimena, Castor, Casanare Este y Mapache), Colombia

Durante el segundo trimestre perforamos un pozo de avanzada en nuestro Bloque Casimena: Yenac-4. Los registros del pozo indicaron 55 pies de arenas netas con potencial presencia de hidrocarburos, 36 pies desde la Formación Superior Mirador y 19 pies desde la Formación Inferior Mirador. Pusimos a producir Yenac-4 a finales de abril a una tasa de más de 1.000 bppd de 16 grados API y el pozo promedió 846 bppd para lo que quedó del trimestre.

Hemos recibido nuestra licencia de explotación para Yenac y estamos trabajando para acelerar nuestro programa de perforación horizontal en Yenac, el cual podría comenzar en el cuarto trimestre de 2012; tenemos como objetivo la Formación Mirador Inferior.

Bloques de Crudo Pesado en la Cuenca de los Llanos (Rio Ariari, Chiguiro Oeste, Chiguiro Este), Colombia

En el segundo trimestre perforamos un pozo vertical, Dara-1, en nuestro Bloque Chiguiro Oeste. El prospecto Dara-1 fue probado para revisar dos conceptos: primero, unas arenas envueltas en un remanente Paleozoico y segundo, una potencial trampa Palezoica. Encontramos 129 pies de reservorio en la Formación Mirador, según se había estimado, sin embargo, el reservorio fue barrido de petróleo y solo recuperamos agua.

También perforamos un pozo estratigráfico, ES-45, antes de los disturbios que ocurrieron en el Bloque Rio Ariari. En abril, ciertas vías en el área de nuestro Bloque Rio Ariari cerca a Vista Hermosa, Meta, fueron bloqueadas ilegalmente. Como resultado, debimos suspender temporalmente nuestras operaciones de exploración, incluyendo los trabajos de pruebas en nuestro pozo horizontal Tatama-1 y en nuestro programa de perforación estratigráfica, y movilizamos todos los equipos a nuestro Bloque Chiguiro Oeste.

Estamos planeando movilizar el taladro de perforación hacia la parte oriental del Bloque Río Ariari para inicialmente perforar cuatro prospectos de exploración con el objetivo de probar nuevos conceptos y definir nuevos recursos de alto potencial en el Bloque. Además, estamos comenzando con un programa de sísmica 2D de 80 kilómetros en la porción este del Bloque y una vez esté completado, planeamos perforar cuatro pozos estratigráficos en esta región.

Orito (Cuenca del Putumayo) y Neiva (Cuenca Superior del Magdalena), Colombia

No perforamos ningún pozo en nuestros campos de Orito y Neiva durante el segundo trimestre debido a que estamos en el proceso de actualizar los permisos ambientales en ambos bloques. Esperamos reiniciar nuestro programa de perforación de desarrollo en el primer trimestre de 2013.

Bloque 126, Perú

Durante el trimestre completamos los trabajos de logística para nuestro segundo prospecto exploratorio, Sheshea y comenzamos a perforar el pozo el 19 de julio. Anticipamos que la perforación y pruebas de Sheshea-1X serán completadas para el cuarto trimestre de 2012 y estamos planeando probar hasta cinco intervalos de reservorio en este pozo. El prospecto Sheshea-1X es potencialmente una gran estructura cerrada de 10.000 acres localizada aproximadamente 50 kilómetros al sur de nuestro primer pozo de exploración, La Colpa-2X. Basados en nuestro análisis geológico y geofísico, estimamos que el prospecto puede potencialmente contener 100 millones de barriles de petróleo inicialmente en sitio sin descubrir.

El 24 de julio, completamos nuestra transacción previamente anunciada para adquirir el 20 por ciento restante de participación en los Bloques 126, 141 y 161 en Perú por un monto total de $5 millones a cambio de la emisión de 524.871 acciones de Petrominerales. Como resultado, Petrominerales adquirió la subsidiaria operativa de su antiguo socio Peruano, quien previamente tenía el 20 por ciento de participación en los Bloques 126, 141 y 161, y un capital de trabajo de US$2 millones al cierre. Adicionalmente, la transacción nos permitió eliminar los derechos a la contraprestación contingente de hasta US$8 millones que se pagaría por parte Petrominerales a nuestro anterior socio en virtud de los anteriores acuerdos, sujetos al alcance de ciertos umbrales de producción. Petrominerales ahora tiene el 100 por ciento de la participación en los Bloques 126, 141 y 161 en Perú.

Bloques 114 y 131, Perú

Petrominerales tiene una participación del 30 por ciento en los Bloques 114 y 131. En el Bloque 131, el operador ha identificado dos prospectos perforables. La Evaluación de Impacto Ambiental ("EIA") para iniciar operaciones de perforación fue presentada en junio de 2011 y el primer pozo está planeado para abril de 2013. En el Bloque 114 la adquisición de 260 kilómetros de sísmica 2D finalizó en junio de 2012 y la interpretación final se espera para julio de 2013. Pendientes de la interpretación de la data, esperamos iniciar la perforación en el cuarto trimestre de 2013. El operador es responsable de asumir nuestra participación en los costos de la fase de adquisición de sísmica, así como nuestra participación en los costos de perforación de nuestro primer pozo exploratorio en cada uno de los bloques.

Bloques 161 y 141, Perú

El Bloque 161, situado en la parte central del oriente de Perú tiene un área de 1,2 millones de acres y Petrominerales tiene el 100 por ciento de su participación. Los términos de referencia para completar el plan de Consultas Públicas están en la fase final de la aprobación del Ministerio Peruano de Energía y Minas. Una vez completadas y aprobado el EIA, el programa de sísmica 2D de 252 kilómetros planeado probablemente comenzaría en la segunda mitad del 2013. El Bloque 141, ubicado en la parte sur de Perú, tiene un área de 1,3 millones de acres, de la cual Petrominerales tiene el 100 por ciento de su participación. En julio de 2012 recibimos la aprobación para comenzar nuestro Plan de Consultas Públicas, estando un paso más cerca de completar la Evaluación de Impacto Ambiental. Nuestro actual compromiso de completar 300 kilómetros de sísmica 2D está planificado para iniciar a principios de 2014, pendiente del completamiento y aprobación del EIA.

PERSPECTIVA

Fortalecimos nuestro balance con la reciente emisión de bonos convertibles, mediante la extensión en cuatro años del vencimiento de US$250 millones de deuda convertible pre-existente, junto con la recompra y cancelación del 10 por ciento de nuestras acciones en circulación. Al 30 de junio de 2012 nuestro balance incluía el efectivo en caja de US$160,6 millones y una facilidad de crédito asegurada no utilizada y disponible en su totalidad.

Nuestro enfoque inmediato se centra en la ejecución de nuestros programas de perforación de alto impacto exploratorio en Colombia y Perú. Además, estamos adquiriendo más de 1.000 kilómetros cuadrados de nueva sísmica 3D, de los cuales 664 kilómetros han sido adquiridos y están siendo interpretados actualmente. Esperamos que estas adquisiciones de sísmica 3D agreguen a nuestro inventario de prospectos y ofrezcan nuevas oportunidades de perforación para nuestro programa de 2013. Con los resultados de las pruebas pendientes en Bromelia, esperadas para el tercer trimestre, hasta cuatro pozos adicionales a ser perforados en el área de Corcel y Sheshea-1X, que será perforado en Perú, estaremos actualizando a nuestros accionistas sobre nuestro progreso operacional a lo largo de lo que queda del 2012.

CONFERENCIA TELEFÓNICA

Los Directivos de Petrominerales realizarán una teleconferencia con los inversionistas, analistas financieros, periodistas y cualquier otra persona interesada el próximo jueves 2 de agosto de 2012 a las 9:00 a.m. (MST) (10:00 a.m. Bogotá, 11:00 a.m. EST) para discutir nuestros resultados financieros y operativos del segundo trimestre.

Los detalles de la teleconferencia son los siguientes:

Teléfonos para participar en la llamada en directo: +1 416-695-6622 / 800-565-0813
Teléfonos para escuchar la repetición: +1 905-694-9451 / +1 800-408-3053
Código de acceso para la repetición: 9492828
La transmisión en directo se puede ver en el siguiente vínculo: http://events.digitalmedia.telus.com/petrominerales/080212/index.php

Petrominerales Ltd. es una compañía internacional dedicada a la exploración de petróleo y gas, que opera en Latinoamérica desde el año 2002. Actualmente Petrominerales es una de las compañías exploratorias más activas y una de las más grande productoras de crudo en Colombia. Nuestra base de tierras de alta calidad y nuestro inventario de oportunidades de exploración crea un gran potencial de crecimiento para los próximos años.

Medición fuera del marco NIIF. Este informe contiene los términos financieros que no se consideran bajo las Normas Internacionales de Información Financiera ("NIIF"), por ejemplo, flujo de los fondos de operaciones, utilidad neta ajustada, flujo de fondos por acción, utilidad neta ajustada por acción, (deuda) superávit en capital de trabajo neto y netback de operación. Estas medidas comúnmente se utilizan en la industria del petróleo y del gas y se consideran informativas para la dirección y los accionistas. Evaluamos nuestro desempeño y el de nuestros segmentos de negocio basados en flujos de fondos de operaciones y en la utilidad neta ajustada. Los flujos de fondos de operaciones fuera del marco de NIIF es un término que representa el efectivo generado de actividades de operación antes de cambios en el capital de trabajo no monetario. La utilidad neta ajustada es determinada agregando cualquier pérdida o deduciendo cualquier ganancia sobre los pasivos derivados y los efectos de la recompra de bonos convertibles (valor generado acelerado y ganancia al cumplimiento). La dirección considera que el flujo de fondos de operaciones, el flujo de fondos por acción, la utilidad neta ajustada y la utilidad neta ajustada por acción es importante ya que ayuda a evaluar el desempeño y a demostrar la capacidad de la Compañía de generar suficiente efectivo para financiar las oportunidades futuras de crecimiento y para repagar la deuda. Capital de trabajo es activos corrientes menos pasivos corrientes y es usado para evaluar en nivel de endeudamiento a corto plazo de la Compañía. Superávit (deuda) de capital de trabajo neto incluye activos corriente menos pasivos corrientes y el monto de capital "out-of-the-money" de obligaciones convertibles (es decir, cuando están fuera de dinero y no reembolsable en acciones al vencimiento) y se utilizan para evaluar el apalancamiento financiero de la Compañía. El netback operativo es determinado dividiendo el ingreso de petróleo menos regalías, transporte y gastos de la producción entre el volumen de ventas de petróleo producido. La dirección considera importante el netback operativo como una medida de rentabilidad por barril vendido y refleja la calidad de la producción. Los flujos de fondos de operaciones, el flujo de fondos por acción, la utilidad neta ajustada, la utilidad neta ajustada por acción, el superávit (deuda) de capital de trabajo neto y los netbacks operativos puede que no sean comparables a los reportados por otras compañías, ni se deben ver como una alternativa al flujo de fondos de las operaciones, utilidad neta o de otras medidas del desempeño financiero calculadas de acuerdo con las NIIF.

Declaraciones a Futuro. Cierta información contenida en este Comunicado de Prensa constituye declaraciones a futuro. Específicamente, este Comunicado de Prensa contiene declaraciones a futuro respecto a la exploración futura y actividades planeadas de desarrollo y el tiempo en poner los nuevos pozos en producción. Las declaraciones a futuro están basadas en ciertas expectativas y suposiciones, incluyendo expectativas y suposiciones respecto a la disponibilidad de capital, aprobaciones regulatorias aplicables, éxitos en las perforaciones futuras y actividades de desarrollo, desempeño de los actuales pozos y de los nuevos pozos, comportamiento en el precio de los commodities y condiciones económicas, disponibilidad de servicios y mano de obra, habilidad para transportar y comercializar nuestra producción, tiempo de completamiento de los proyectos de infraestructura y transporte, clima y acceso a localizaciones de perforación. Se le advierte al lector que aunque consideramos que las expectativas y suposiciones en las que se basan las declaraciones a futuro son razonables, pueden no ser correctas. Los resultados actuales podrán ser materialmente diferentes a aquellos anticipados en este momento debido a un gran número de factores y riesgos. Usted puede encontrar más información de estos riesgos e incertidumbres en los documentos publicados en Canadá. Estos incluyen, aunque no se limitan a, riesgos asociados con a las condiciones económicas generales, del negocio y del mercado; fluctuaciones en los precios de los commodities; resultados de las perforaciones exploratorias y de desarrollo; reacondicionamientos y actividades relacionadas; disponibilidad y tiempos de los taladros; disponibilidad de capacidad de transporte y descarga; resultados de la negociación de contratos; fluctuaciones en la tasa de cambio; incertidumbre de los estimativos de reservas; cambios en la regulación ambiental y otras; riesgos asociados a las operaciones de petróleo y gas; y otros factores, muchos de los cuales están fuera del alcance de la Compañía. Petrominerales no se hace responsable de que los resultados reales no sean los mismos total o parcialmente a los resultados esperados. Excepto en el caso en que se requiera por leyes de títulos valores, Petrominerales no asume responsabilidad alguna de publicar una actualización o revisar cualquier declaración a futuro hecha aquí o en otro documento sobre nueva información, eventos futuros y otros.

Petróleo no descubierto inicialmente en sitio ("UPIIP"), equivalente a recursos no descubiertos, son aquellas cantidades de petróleo estimadas en una fecha determinada, que deben estar contenidas en acumulaciones aún por descubrir. La porción recuperable de UPIIP se conoce como recursos prospectivos, el resto como irrecuperable. Los recursos no descubiertos tienen un riesgo de descubrimiento. No hay certeza de que cualquier porción de estos recursos sea descubierta. Si hay algún descubrimiento, no hay certeza de que vaya a ser comercialmente viable para producir recursos. Actualmente, ningún proyecto de recuperación se puede definir para este volumen de UPIIP.



PARA MAYOR INFORMACIÓN, POR FAVOR CONTACTARSE CON:

Corey C. Ruttan
Presidente y Chief Executive Officer
Jack F. Scott
Chief Operating Officer
Kelly D. Sledz
Chief Financial Officer

Teléfono: +1 403.705.8850 ó +571.629.2701
Email: ir@petrominerales.com
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Source: Marketwire