Pmg q3 2012 final español

REPORTE FINANCIERO T3 2012

PETROMINERALES REPORTA LOS RESULTADOS FINANCIEROS DEL TERCER TRIMESTRE DESTACANDO UN FLUJO DE FONDOS OPERACIONAL DE $151,9 MILLONES

Calgary, Canadá – Noviembre 5, 2012 – Petrominerales anuncia los resultados financieros del tercer trimestre de 2012 destacando un flujo de fondos operacional de US$151,9 millones ó US$1,69 por acción en el volumen de ventas de petróleo producido promediando 26.940 barriles por día. Durante el trimestre, nuestro netback operacional promedió US$62,89 por barril. Adicionalmente redujimos nuestras obligaciones en los bonos convertibles que vencen en agosto de 2013 a US$201,7 millones mediante la recompra y cancelación de US$69,4 millones de bonos durante el trimestre. Nuestra posición financiera permanece sólida. Generamos $37,3 millones de flujo de caja libre positivo durante el tercer trimestre. Adicional a generar el flujo de caja libre, tenemos $33,8 millones en efectivo y una facilidad de crédito completamente disponible. Esta solidez financiera nos da la flexibilidad de recomprar bonos al descuento y acciones ordinarias a precios extremadamente atractivos. Nuestros resultados por acción para el 2012 se han impactado positivamente por nuestras recompras de acciones durante el 2012. A la fecha hemos recomprado y cancelado el 15 por ciento de nuestras acciones ordinarias en circulación (14,9 millones de acciones), de las cuales 2,3 millones de acciones fueron recompradas durante el tercer trimestre a un precio promedio de Cdn.$8,86. Planeamos ejecutar un programa de inversiones en el 2013 más balanceado entre la perforación de desarrollo y de exploración. Nuestro enfoque inmediato es adicionar producción y reservas mientras expandimos nuestro inventario de prospectos y ejecutamos nuestros programas de perforación exploratoria de alto impacto.

Esperamos adiciones de producción en el corto plazo de las siguientes actividades:

Poner a producir nuestro pozo Maya-1 a mediados de noviembre;

Perforar un desvío en nuestro pozo Macapay teniendo como objetivo arenas con hidrocarburo y producción adicional para mediados de noviembre;

Perforar un prospecto de alto impacto en nuestro Bloque Guatiquía, Mapanare-1, que tiene como objetivo hasta 15 millones de barriles de petróleo no descubierto inicialmente in-situ (“UPIIP”) para diciembre 31;

Perforar nuestro primer pozo horizontal de desarrollo en nuestro Bloque Casimena, Mantis-HZ1, y ponerlo a producir a mediados de noviembre; y

Perforar un desvío en nuestro pozo exploratorio Gaita-1, para confirmar la extensión al sur de nuestro campo de petróleo Yenac y potencialmente adicionar producción y reservas mientras expandimos nuestro inventario de perforación de desarrollo para el 31 de diciembre.

Petrominerales Ltd. First Quarter 2012 Operations Update 2

For the three months ended March 31, 2012

ASPECTOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS La siguiente tabla proporciona un resumen de los resultados financieros y operativos de Petrominerales para el tercer trimestre finalizado al 30 de septiembre 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 SEDAR www.sedar.com y en SIMEV www.superfinanciera.gov.co. Resultados Financieros a Resaltar ($ millones, salvo que se indique lo contrario)

Tres meses finalizados al 30 de septiembre,

Nueve meses finalizados al 30 de septiembre,

2012 2011 % variación 2012 2011 % variación Venta de Petróleo 251,4 363,0 (31) 874,2 1.090,7 (20) Flujo de fondos operacional(1) 151,9 196,4 (23) 525,4 572,9 (8) Por acción – básica ($) 1,69 1,93 (12) 5,49 5,56 (1) – diluida ($) 1,68 1,88 (11) 5,41 4,68 16 Utilidad neta ajustada (1)(2) 36,9 58,8 (37) 155,5 248,5 (37) Por acción – básica ($) 0,41 0,58 (29) 1,63 2,41 (32) – diluida ($) 0,41 0,55 (25) 1,48 2,22 (33) Dividendos declarados 11,2 12,2 (8) 34,7 39,3 (12) Inversiones en PP&E y E&E(2) 114,6 210,4 (46) 483,6 534,7 (10)

Al,

30 de septiembre,

2012

30 de junio, 2012

31 de diciembre,

2011

30 de septiembre,

2011 Caja 33,8 160,6 295,4 275,4 Superávit (déficit) en Capital de Trabajo (1) (26,5) 24,9 73,8 134,0 Obligaciones convertibles 2016 ejercibles agosto 2013 (3) 201,7 271,1 550,0 550,0

Obligaciones convertibles 2017 400,0 400,0 - - Total activos 2.199,1 2.244,4 2.226,5 2.111,9 Acciones ordinarias (000s) 88.020 89.778 99.375 100.650 Acciones ordinarias y dilutivas in-the-money (000s)(4) 90.476 92.531 103.223 105.051

http://www.petrominerales.com/

http://www.sedar.com/

http://www.superfinanciera.gov.co/

Petrominerales Ltd. Noviembre 5, 2012 Actualización Operacional 3

Q1 2012 Financial Report

Resultados Operacionales a Resaltar

(1) Medición 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)

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.

(3) Consiste de la porción principal de las obligaciones convertibles que vencen en el 2016 y 2017. Los tenedores de bonos convertibles

del 2016 tiene una opción put con el derecho a recibir el repago de sus bonos en agosto 25 de 2013 de la suma de las acciones ordinarias, opciones sobre acciones, acciones ordinarias diferidas, acciones incentivo y la potencial emisión de acciones de opciones sobre acciones “in-the-money” y bonos convertibles en circulación en un periodo determinado.

(4) Consiste de la suma de las acciones ordinarias, acciones ordinarias diferidas, acciones incentivo y acciones emitibles potencialmente

in-the-money por ser opciones sobre acciones y bonos convertibles en circulación al final de un periodo.

HECHOS DESTACADOS Y TRANSACCIONES SIGNIFICATIVAS DURANTE EL TERCER TRIMESTRE

(Las comparaciones son del tercer trimestre de 2012 vs. el tercer trimestre de 2011 a menos que se indique algo diferente)

El flujo de fondos operacional fue US$151,9 millones ó US$1,69 por acción básica, representando una caída del 23 y 12 por ciento respecto al 2011, debido principalmente a los menores volúmenes de venta.

Generamos un flujo de caja libre positivo por US$37,3 millones en el trimestre luego de la deducción de inversiones de capital por US$114,6 millones del flujo de fondos operacional.

Nuestros resultados por acción para el 2012 fueron impactados positivamente por nuestras recompras de acciones en el 2012. A la fecha hemos recomprado y cancelado el 15 por ciento de nuestros acciones ordinarias en circulación (14,9 millones de acciones), de las cuales 2,3 millones de acciones fueron recompradas en el tercer trimestre a un precio promedio de Cdn.$8,86.

Hemos tenido un nuevo descubrimiento de petróleo en Colombia en el Bloque Corcel, Mambo. En octubre tuvimos nuestro primer descubrimiento de petróleo en Perú con Sheshea. Nuestro netback operacional promedió US$62,89 por barril durante el tercer trimestre, un tres por ciento

más que el tercer trimestre de 2011, debido principalmente a los ahorros en costos de transporte alcanzados con nuestra adquisición en el oleoducto de OCENSA, compensando por mayores regalías debido a que nuestro campo Yatay traspasó el límite de participación por precios altos.

Tres meses finalizados al 30 de

septiembre, Nueve meses finalizados al 30 de

septiembre,

2012 2011 % variación 2012 2011 % variación

Producción (bppd) Llanos Profundos 18.101 26.576 (32) 20.868 28.879 (28) Llanos Central 3.687 4.612 (20) 4.337 4.528 (4) Neiva 3.187 4.017 (21) 3.453 4.025 (14) Orito 1.359 1.919 (29) 1.802 1.966 (8) Crudo Pesado - - - 23 - -

Producción Total 26.334 37.124 (29) 30.483 39.398 (23) Volumen de Venta 26.946 39.923 (33) 30.619 39.606 (23)

Netback Operacional ($/bbl) (1) Precio de Referencia WTI 92,22 89,54 3 96,74 95,47 1 Precio de Referencia Brent 109,61 113,38 (3) 112,18 111,88 - Descuento a Brent 8,20 14,54 (44) 7,98 11,01 (28)

Precio de venta 101,41 98,84 3 104,20 100,87 3 Costos de transporte 6,09 11,08 (45) 6,82 10,42 (35)

Precio realizado de petróleo crudo 95,32 87,76 9 97,38 90,45 8 Regalías 14,04 10,73 31 12,03 11,67 3 Costos de producción 18,39 15,92 16 15,94 12,15 31

Netback Operacional (1) 62,89 61,11 3 69,42 66,63 4



Durante el trimestre, redujimos nuestras obligaciones de deuda convertible de agosto 2013 a US$201,7 millones recomprando US$69,4 millones adicionales de bonos convertibles.

RESUMEN OPERACIONAL

Producción (bppd)

Octubre

2012 Tercer Trimestre

2012 Segundo Trimestre

2012 Variación T2 a T3

Llanos Profundos 17.266 18.101 20.936 (2.835) Llanos Central 4.064 3.687 4.914 (1.227) Neiva 2.919 3.187 3.428 (241) Orito 1.691 1.359 1.827 (468) Crudo Pesado - - 8 (8)

Producción Total 25.940 26.334 31.113 (4.779)

La producción del tercer trimestre promedió 26.334 barriles de petróleo por día (“bppd”), 4.779 bppd ó 15 por ciento menos que en el segundo trimestre de 2012. Nuestra producción en los Llanos Profundos decreció en 2.835 bppd ó 14 por ciento debido principalmente a que tuvimos pozos suspendidos temporalmente (2.055 bppd), incluyendo el pozo Yatay-1, que se vio afectado por ocho días, y a declinaciones naturales netas de las adiciones de producción en nuestros descubrimientos en Mambo y Guala. Nuestra producción en Llanos Central disminuyó en 1.227 bppd ó 25 por ciento, debido principalmente a que nuestros campos Yenac y Mantis estuvieron suspendidos por nueve días en agosto (784 bppd) como resultado de bloqueos de las comunidades y lo restante por declinaciones naturales. No perforamos ningún pozo en Orito y Neiva durante el tercer trimestre, como resultado, la producción en Neiva decreció siete por ciento y la producción de Orito decreció 26 por ciento. Orito también se vio afectado debido a que ciertos pozos estuvieron suspendidos durante el trimestre debido a unos disturbios en las facilidades (170 bppd) y a la espera de trabajos de recompletamiento (310 bppd). El operador tiene un taladro de recompletamiento en el campo realizando trabajos en el pozo y la producción suspendida durante el tercer trimestre se reanudó en octubre. Planeamos reiniciar el programa de perforación en Neiva durante la primera mitad de 2013 y en Orito a principios del 2013.

La producción promedió 25.940 bppd en octubre, dos por ciento ó 394 bppd menos que el promedio del tercer trimestre debido principalmente a declinaciones naturales, compensado con la producción de ciertos pozos que estuvieron suspendidos en el tercer trimestre y que fueron restablecidos en octubre.

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

Durante el trimestre perforamos dos pozos, Mambo-1 y Guarana-1, y en octubre perforamos un tercer pozo, Maya-1. Mambo-1 fue perforado a una profundidad medida total de 11.875 pies el 23 de agosto. Los registros del pozo indican 13 pies de arenas netas con potencial presencia de hidrocarburos desde la Formación Lower Sand-1. Luego de completar el pozo en Lower Sand-1, instalamos una bomba electrosumergible (“BES”) y el pozo inició producción el 12 de septiembre a una tasa de 839 bppd de 23 grados API, y 73 por ciento de corte de agua. El pozo promedió 765 bppd durante lo que quedó del mes. Luego de Mambo, comenzamos a perforar un desvío en nuestro pozo Macapay, teniendo como objetivo hasta 15 pies de arenas netas adicionales. El pozo original de Macapay ha producido 660.000 barriles de 29 grados API desde 25 pies de arenas netas con presencia de hidrocarburo en la Formación Lower Sand-1. Esperamos tener los resultados de la producción de este pozo para mediados de noviembre. Luego de Macapay, planeamos liberar el taladro de perforación y ejecutar nuestro programa de exploración con un taladro a principios de 2013.

Perforamos nuestro pozo Guaraná-1 a una profundidad medida total de 13.902 pies el 2 de agosto. Probamos dos intervalos en el pozo, en el primer encontramos agua y en el segundo recuperamos trazos de crudo de 11



grados API. Luego de Guaraná perforamos nuestro pozo Maya-1 a una profundidad medida total de 13.565 pies en octubre 14. Los registros del pozo indican 32 pies de arenas netas con potencial presencia de hidrocarburo desde las Formaciones Guadalupe y Lower Sand. Hemos iniciado un programa de pruebas y esperamos tener resultados a mediados de noviembre.

Luego de Maya, iniciamos las operaciones de perforación en nuestro prospecto Mapanare-1 en el Bloque Guatiquía el 5 de noviembre. Este prospecto está al sureste de nuestros descubrimientos Yatay y Candelilla, teniendo como objetivo hasta 15 millones de barriles UPIIP. Con éxito, podría haber locaciones de desarrollo nuevas y prospectividad similar en la parte sur del Bloque Corcel.

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

En octubre completamos nuestro programa de pruebas en la zona inicial de gas de alta presión y alta temperatura en nuestro pozo Bromelia-1. El intervalo produjo agua y cantidades no comerciales de gas y creemos que la zona que encontramos mientras perforábamos contenía gas disuelto en agua. Estamos realizando actualmente unas revisiones del campo y esperamos empezar a adquirir 256 kilómetros cuadrados de sísmica 3D en la parte nororiental del Bloque 25. Con base en nuestros análisis actuales, hemos identificado un número de prospectos, incluyendo algunos tipo-Corcel en la parte noreste del Bloque, sobre la que nuestro futuro programa de sísmica 3D delineará. Esperamos reiniciar la perforación de prospectos en este Bloque en la segunda mitad de 2013.

Estamos evaluando e interpretando actualmente dos amplios programas de sísmica 3D, que fueron realizados este año en esta área. En el Bloque 31 adquirimos 239 kilómetros cuadrados de 3D sobre una larga tendencia de cabalgamiento que fue previamente identificada en sísmica 2D existente. En el Bloque 59 hemos completado la adquisición de un programa grande de adquisición de 379 kilómetros cuadrados de sísmica 3D. Estamos alentados por la prospectividad observada y esperamos empezar a perforar prospectos en esta área a principios de la segunda mitad de 2013.

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

Durante el tercer trimestre perforamos un pozo para disposición de aguas en el Bloque Casimena, Mantis-SWD. En octubre empezamos a perforar nuestro primer pozo horizontal en Casimena en el área Yenac/Mantis, Mantis-HZ1. Esperamos que este pozo inicie producción a mediados de noviembre. Los pozos horizontales en el campo tienen como objetivo la Formación inferior de Mirador que ha sido encontrada en todos nuestros pozos verticales Yenac y Mantis; sin embargo, solo hemos puesto un pozo en producción desde esa Formación. Este pozo ha producido más de 288.000 barriles de petróleo de 14 grados API desde que inició producción en marzo de 2011.

Luego de Mantis-HZ1, planeamos perforar un desvío en nuestro pozo exploratorio anteriormente perforado, Gaita-1. Gaita-1 fue perforado fuera del área cubierta por nuestra sísmica 3D existente, pero en tendencia con nuestra acumulación de petróleo en Yenac. Nuestra interpretación inicial de la sísmica 2D recientemente adquirida demuestra que Gaita fue perforado en el bloque hundido de la falla. Estamos perforando un desvío para ubicarlo estructuralmente en el bloque levantado de la falla, donde esperamos encontrar una posible extensión de la acumulación de Yenac. En caso de éxito, el desvío en Gaita podría adicionar dos locaciones de desarrollo, una en Yenac-7 teniendo como objetivo el reservorio superior Mirador y un segundo pozo horizontal en Yenac, HZ2, teniendo como objetivo la Formación inferior Mirador.



También hemos identificado locaciones adicionales que podrían extender el tamaño del campo. El primer pozo, Mantis Norte, será perforado en el primer trimestre de 2013. En caso de éxito, el pozo podrá adicional cuatro locaciones de desarrollo en el campo.

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

Durante el tercer trimestre perforamos dos pozos, Mielero-1 y Dara-1 y en octubre, un tercer pozo, Pichilingo-1. Los pozos Mielero y Pichilingo fueron perforados en prospectos identificados en sísmica 2D en la parte central del Bloque Rio Ariari. Hemos identificado en promedio 10 pies de arenas con presencia de hidrocarburos en cada pozo.

Planeamos perforar dos prospectos adicionales de exploración con el objetivo de probar nuevos conceptos y definir nuevos recursos de alto potencial en el Bloque. Además, hemos comenzado con un programa de sísmica 2D de 80 kilómetros en la porción este del Bloque. Una vez esté completado, planeamos perforar hasta cuatro pozos estratigráficos en esta región. También estamos movilizando un taladro a nuestra locación del pozo horizontal Tatama para realizar unas pruebas de producción de largo plazo. Esperamos iniciar estas pruebas a principios de 2013.

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

No perforamos ningún pozo en nuestros campos de Orito y Neiva durante el tercer trimestre debido a que el operador del campo es Ecopetrol y está en el proceso de actualizar los permisos ambientales en ambos bloques. Esperamos reiniciar nuestro programa de perforación de desarrollo en Orito a principios de 2013 teniendo como objetivo locaciones de arreglos de pozos existentes. En Neiva esperamos reiniciar la perforación de desarrollo desde locaciones existentes en la primera mitad de 2013.

Bloque 126, Perú

Durante el trimestre perforamos nuestro segundo pozo exploratorio, Sheshea-1X, en el Bloque 126. Sheshea-1X comenzó a ser perforado el 19 de Julio de 2012 y alcanzó su profundidad medida total de 8.925 pies el 9 de septiembre de 2012. Realizamos cuatro pruebas en tres formaciones diferentes. En la Formación Chonta, produjimos un promedio de 1.430 bppd sin recuperar agua durante la prueba. En la Formación Agua Caliente, produjimos 80 bppd con corte de agua de 97 por ciento. Las dos pruebas realizadas en la Formación Copacabana recuperaron agua. En la Formación Chonta hemos probado un intervalo perforado de diez pies con una BES por un total de 37,5 horas a través de un equipo temporal de pruebas de pozo. Un total de 2.235 barriles de petróleo de 53 grados API fueron producidos a una tasa promedio de 1.430 bppd, sin recuperar agua durante la prueba. Hubo presencia de gas en solución, pero en cantidades muy pequeñas para ser medidas. El nivel de reducción de la bomba al final de la prueba fue del 50 por ciento. Se requerirá perforación, pruebas y sísmica 3D adicionales para ayudar a evaluar este alentador descubrimiento. Las arenas Chonta están siendo interpretadas actualmente como arenas sobre la plataforma continental con buena extensión lateral y continuidad que se depositaron sobre una altura pre-existente. Los volúmenes de recursos potenciales calculados internamente sugieren un potencial mínimo de 14 millones de barriles de petróleo descubierto inicialmente en in-situ ("DPIIP"), basados en una mínima área de cierre, a un máximo de 140 millones de barriles de DPIIP basados en un máximo cierre, interpretados al punto de vertido.



Antes de las pruebas en Chonta, completamos dos pruebas en la Formación Copacabana que recuperaron agua. Una tercera prueba se llevó a cabo en un intervalo de ocho pies en la parte superior de la Formación Agua Caliente. La prueba se realizó con una BES usando un equipo temporal de pruebas de pozo. Sólo se recuperó agua en la Formación durante las primeras 20 horas. Después, se observaron trazas de petróleo, incrementando gradualmente hasta tres por ciento de corte de crudo de 42 grados API hacia el final de un período de 46,8 horas de flujo. La tasa total de fluidos fue de 2.703 barriles por día. El nivel de reducción de la bomba al final de la prueba fue del cuatro por ciento. Los resultados en Agua Caliente son alentadores. Creemos que probamos una zona de transición en una posición de inmersión hacia abajo con un potencial de acumulación en la dirección de inmersión hacia arriba del pozo. Con base en la interpretación de nuestra sísmica 2D, estimamos podríamos obtener hasta 25 pies de elevación adicional con potencial presencia de hidrocarburos. Cálculos internos sugieren que hasta 25 millones de barriles DPIIP son posibles de encontrar en la Formación Agua Caliente. Una vez más, perforación, pruebas y sísmica 3D adicionales serán necesarios para evaluar este descubrimiento. Nuestro plan actual es incorporar estos dos alentadores resultados de pruebas en nuestra cartografía geológica y sísmica. Estamos planeando una adquisición de sísmica 3D sobre la estructura Sheshea para ayudar en la evaluación de los resultados de las pruebas y seleccionar posibles localizaciones para perforación de pozos de evaluación. La aprobación regulatoria de la sísmica 3D puede tomar hasta 18 meses, y al mismo tiempo, vamos a iniciar el proceso regulatorio para una posible comercialización. 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, el primero de los cuales se estima comience a ser perforado en el segundo trimestre de 2013. En el Bloque 114 la adquisición de 260 kilómetros de sísmica 2D inició en junio de 2012 y está completa. Sujeto a evaluaciones técnicas y económicas y a las aprobaciones ambientales, el operador planea perforar un pozo exploratorio no después del segundo trimestre de 2014. 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. Petrominerales tiene el 100 por ciento de su participación en el Bloque. Los términos de referencia para completar el plan de Consultas Públicas de la Evaluación de Impacto Ambiental (“EIA”) 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 353 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 el EIA. 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

Nuestra posición financiera permanece sólida. Generamos $37,3 millones de flujo de caja libre positivo durante el tercer trimestre. Adicional a generar el flujo de caja libre, tenemos $33,8 millones en efectivo y una facilidad de crédito completamente disponible. Esta solidez financiera nos da la flexibilidad de recomprar bonos al descuento y acciones ordinarias a precios extremadamente atractivos. Planeamos ejecutar un programa de inversiones en el 2013 más balanceado entre la perforación de desarrollo y de exploración. Nuestro enfoque



inmediato es adicionar producción y reservas mientras expandimos nuestro inventario de prospectos y ejecutamos nuestros programas de perforación exploratoria de alto impacto.







Para expandir nuestro inventario de prospectos, hemos adquirido cerca de 600 kilómetros cuadrados de nueva sísmica 3D en el 2012 que está siendo interpretada actualmente. Adicionalmente, pronto estaremos en el campo adquiriendo 256 kilómetros cuadrados de sísmica 3D en el Bloque 25, para obtener más data sobre nuestro prospecto Canatua y otros posibles prospectos. Esperamos que estas adquisiciones de sísmica 3D agreguen a nuestro inventario de prospectos y ofrezcan nuevas oportunidades de perforación para nuestro programa de 2013.

Estamos a la expectativa de actualizar a nuestros inversionistas sobre nuestro progreso para lo que queda de 2012 y lo que viene en el 2013.

EN MEMORIA

Con mucho pesar anunciamos el fallecimiento de uno de nuestros miembros de la Junta Directiva de Petrominerales desde su inicio, Jerald Lindsay Oaks, ocurrido el pasado 28 de septiembre de 2012. Jerald fue también uno de los fundadores y miembro de la Junta Directiva de Petrobank Energy and Resources Ltd. y jugó un papel esencial en el crecimiento estratégico de Petrominerales. Extrañaremos su liderazgo, palabras esperanzadoras y sus prudentes y razonables consejos.

CONFERENCIA TELEFÓNICA Y TRANSMISIÓN EN DIRECTO

Los Directivos de Petrominerales realizarán una teleconferencia y una transmisión en directo con los inversionistas, analistas financieros, periodistas y cualquier otra persona interesada el próximo lunes 5 de noviembre de 2012 a las 8:00 a.m. (MST) (10:00 a.m. EST) para discutir nuestros resultados financieros y operativos del tercer trimestre. Los detalles de la teleconferencia son los siguientes:

Teléfonos para participar en la llamada en directo): 416-695-6617 / 800-446-4472

La transmisión en directo se puede ver en el siguiente vínculo:

http://events.digitalmedia.telus.com/petrominerales/110512/index.php

Teléfonos para escuchar la repetición: 905-694-9451 / 800-408-3053

Código de acceso para la repetición: 3686459

http://events.digitalmedia.telus.com/petrominerales/110512/index.php

Petrominerales Ltd. Tercer Trimestre 2012 MD&A 9


ANÁLISIS Y COMENTARIOS DE LA DIRECCIÓN

El siguiente Análisis y Comentarios de la Dirección (" MD&A”) es de fecha 5 de noviembre de 2012 y debe ser leído conjuntamente con los estados financieros interinos consolidados y las notas de Petrominerales Ltd. (“Petrominerales” o la “Compañía”) para los tres y nueve meses que finalizan al 30 de septiembre de 2012, el MD&A por los tres y nueve meses que finalizan al 30 de septiembre de 2011, y los estados financieros auditados consolidados para el año que finaliza al 31 de diciembre de 2011. La información adicional de la Compañía, incluyendo el Reporte de Información Anual (“AIF”) se puede encontrar en SEDAR en www.sedar.com, en SIMEV en www.superfinanciera.gov.co o en www.petrominerales.com. Todos los montos están en dólares de Estados Unidos, a menos que se indique algo diferente y todas las cantidades tabuladas están en millones de dólares de Estados Unidos, excepto por los montos de acciones o según se indique. NATURALEZA DEL NEGOCIO Petrominerales Ltd. (“Petrominerales” ó la “Compañía”) es una empresa internacional de petróleo y gas dedicada a la exploración, desarrollo y producción de petróleo crudo en Colombia y Perú. Petrominerales está constituida en Alberta, Canadá y es una compañía pública que cotiza en la Bolsa de Valores de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia. La oficina principal de la Compañía está ubicada en 1000, 333 – 7ma Avenida S.W., Calgary, Alberta, Canadá, T2P 2Z1. RESULTADOS TRIMESTRALES

2012 2011 2010

T3 T2 T1 T4 T3 T2 T1 T4

Financiero ($millones excepto que se indique otra cosa)

Ventas de petróleo 251,4 289,8 333,0 329,9 363,0 378,0 349,7 250,6

Flujo de fondos operacional (1) 151,9 173,7 199,8 213,3 196,4 194,7 181,8 153,3

Por acción – básica ($) 1,69 1,78 2,01 2,14 1,93 1,88 1,76 1,52

– diluída ($) 1,68 1,75 1,97 2,09 1,88 1,82 1,50 1,28

Utilidad neta ajustada (1) 36,9 38,3 80,3 77,7 58,8 113,9 75,8 34,7

Por acción – básica ($) 0,41 0,39 0,81 0,78 0,58 1,10 0,73 0,34

– diluída ($) 0,41 0,38 0,75 0,72 0,55 0,99 0,68 0,33

Utilidad (pérdida) neta 57,5 65,8 80,6 107,0 133,7 215,7 36,8 (72,5) Por acción – básica ($) 0,64 0,68 0,81 1,07 1,31 2,08 0,35 (0,72) – diluída ($) 0,18 0,35 0,75 0,72 0,55 0,99 0,34 (0,72) Adiciones de PP&E y E&E 114,6 150,6 218,4 252,4 210,4 174,8 149,5 162,8

(1) Mediciones fuera del marco de NIIF. Ver sección "Mediciones fuera del marco de NIIF" en este MD&A.

Trimestre actual comparado con el anterior: En el tercer trimestre de 2012 comparado con el segundo trimestre de 2012 el flujo de fondos operacional decreció $21,8 millones ó 13 por ciento debido principalmente a:

Menores ingresos por $38,4 millones como resultado de un volumen de venta 16 por ciento menor, compensado por un mayor precio de venta de crudo por barril en $2,32, y

Mayores regalías por $3,7 millones, siendo que el campo Yatay excedió el umbral de 5 millones de barriles de participación por precios altos

Compensando parcialmente los factores anteriormente descritos que redujeron el flujo de fondos operacional, hubo:





Menores costos de transporte por $6,6 millones a causa de un menor volumen de ventas y debido a que los carrotanques se desplazaron distancias menores,

$3,0 millones menos en gastos de operación debido a un menor volumen de ventas, y

$10,3 millones por menores impuestos corrientes.

La utilidad neta ajustada decreció $1,4 millones o cuatro por ciento debido a los mismos factores nombrados anteriormente que explican el flujo de fondos operacional y que se compensan en $10,2 millones con un menor agotamiento a causa de un menor volumen de venta y $8,9 millones por menores impuestos diferidos. Las inversiones de capital declinaron 24 por ciento a $114,6 millones en el tercer trimestre de 2012 comparado con el segundo trimestre de 2012, consistente con nuestro plan de inversiones, debido principalmente a que perforamos menos pozos, compensado por mayores inversiones en el área del Piedemonte.

2012 2011 2010

T3 T2 T1 T4 T3 T2 T1 T4

Operacional Producción (bppd):

Llanos Profundos 18.101 20.936 23.596 26.237 26.576 29.955 30.766 24.194

Llanos Central 3.687 4.914 4.416 3.226 4.612 4.386 3.966 2.533

Neiva 3.187 3.428 3.746 3.993 4.017 3.939 4.121 3.883

Orito 1.359 1.827 2.226 1.897 1.919 2.028 1.949 2.532

Crudo Pesado - 8 63 - - - - -

Producción total (bppd) 26.334 31.113 34.047 35.353 37.124 40.308 40.802 33.142

Ventas del petróleo producido (bppd)

26.946 32.138 32.813 33.913 39.923 39.202 39.688 32.138

Netback Operacional ($/bbl) (1) Precio de Referencia WTI 92,22 93,48 102,93 93,87 89,54 102,34 94,61 85,34

Precio Vasconia 103,80 103,63 114,64 106,09 109,12 108,93 100,79 83,81 Precio de Referencia Brent 109,61 108,44 118,49 109,18 113,38 118,32 104,89 87,49

Descuento a Brent 8,20 9,35 6,97 3,46 14,54 12,35 6,99 7,09

Precio de Venta de Petróleo 101,41 99,09 111,52 105,72 98,84 105,97 97,90 80,40

Transporte 6,09 7,42 6,83 8,85 11,08 10,82 9,36 6,51

Precio de Crudo Realizado 95,32 91,67 104,69 96,87 87,76 95,15 88,54 73,89

Regalías 14,04 10,63 11,72 11,92 10,73 12,82 11,50 12,06

Regalías como % del precio realizado 15% 12% 11% 12%

12% 13% 13% 16%

Costos de Producción 18,39 16,62 13,23 12,63 15,92 12,74 7,70 13,06

Netback operacional ($/bbl) 62,89 64,42 79,74 72,32 61,11 69,59 69,34 48,77

La producción del tercer trimestre promedió 26.334 bppd, 4.779 bppd ó 15 por ciento menos que el segundo trimestre de 2012. Nuestra producción de los Llanos Profundos declinó 2.835 bppd ó 14 por ciento debido principalmente a pozos suspendidos por problemas operacionales (1,865 bppd), incluyendo nuestro pozo Yatay-1, que se vio afectado durante ocho días y por las declinaciones naturales netas de las adiciones de producción de nuestros descubrimientos Mambo y Guala. La producción en Llanos Central decreció 1.227 bppd ó 25 por ciento debido principalmente a que nuestros campos petroleros Yenac y Mantis estuvieron suspendidos por nueve días en agosto (784 bppd) como resultado de los bloqueos de las comunidades y lo restante, a causa de las declinaciones naturales. No perforamos ningún pozo en Orito ó Neiva en el tercer trimestre, y como resultado, la producción de Neiva declinó siete por ciento y la de Orito 26 por ciento. Orito también se vio afectado porque ciertos pozos estuvieron suspendidos durante el trimestre a la espera de recompletamientos (400 bppd). El operador tiene un taladro de recompletamiento en el campo desarrollando trabajos en los pozos; como resultado, la producción suspendida durante el tercer trimestre fue reanudada en octubre. Planeamos reiniciar



nuestro programa de perforación en Neiva en la primera mitad de 2013 y el programa de perforación en Orito a principios de 2013. El precio de venta de crudo incrementó dos por ciento debido principalmente a una mejora en los tiempos de entrega, y un leve mayor precio de la mezcla Vasconia. La tasa de regalías incrementó en el tercer trimestre siendo que nuestro campo Yatay excedió el umbral de participación por precios altos. Los costos de transporte decrecieron levemente debido a que transportamos el crudo por carrotanque a menores distancias durante el tercer trimestre. Los gastos de producción incrementaron debido a que hubo más trabajos de recompletamiento y mayores costos del combustible. Resultados históricos trimestrales

Los factores significativos que influenciaron los anteriores resultados trimestrales incluyen:

La producción del primer trimestre de 2012 y cuarto trimestre de 2011 estuvo impactada por la suspensión temporal de 2.500 bppd de producción a la espera de capacidad de disposición de aguas de menor costo. Durante el tercer trimestre de 2011 la producción fue negativamente impactada en aproximadamente 2.200 bppd debido a la suspensión de la producción durante 7 días en nuestros Bloques Corcel y Guatiquía a causa de bloqueos en las vías. La producción incrementó para el primer trimestre del 2011 debido principalmente al descubrimiento en Yatay, el cual inició producción a principios del 2011.

A principios del cuarto trimestre de 2011 empezamos a entregar nuestro petróleo en el Oleoducto de OCENSA como dueños, resultando en una disminución en los costos de transporte. Los costos de transporte por barril habían incrementado en los tres primeros trimestres de 2011 debido principalmente a unas tarifas de transporte por carrotanque más altas, condiciones climáticas húmedas y entregas a destinos más lejanos.

A partir del tercer trimestre la tasa de regalías incrementó cuando nuestro campo Yatay alcanzó el umbral de participación de precios altos. La tasa de regalías venía decreciendo trimestralmente desde el primer trimestre de 2011 debido a una menor proporción de nuestras ventas de petróleo que provienen del campo Candelilla. A principios del tercer trimestre de 2010 nuestra tasa de regalías como porcentaje de los ingresos incrementó debido a que iniciamos los pagos de participación por precios altos desde nuestro campo productivo Candelilla.

En el cuarto trimestre de 2010 los costos operacionales fueron mayores debido principalmente a un ajuste histórico en los costos de Orito. Excluyendo este ajuste, los costos operacionales hubieran sido de $8,15 por barril;

Para el segundo y tercer trimestre de 2011 y segundo trimestre de 2012, los costos operacionales aumentaron debido un número de reacondicionamientos que fueron realizados y unos costos de transporte y manejo de aguas; y

Las inversiones de capital fueron incrementando para finales de 2011, consistente con nuestro crecimiento operacional y los programas de perforación.

RESUMEN FINANCIERO (Las comparaciones son del tercer trimestre de 2012 vs. el tercer trimestre de 2011, ó según se indique)

Promedio Diario de Producción de Petróleo Crudo y Volumen de Ventas (bppd)

Tres meses finalizados al 30 de septiembre, Nueve meses finalizados al 30 de

septiembre ,

2012 2011 % Variación 2012 2011 % Variación

Llanos Profundos 18.101 26.576 (32) 20.868 28.879 (28)



La producción en el tercer trimestre decreció 29 por ciento y 23 por ciento para lo corrido del año, comparado con los mismos periodos del 2011, debido principalmente a las declinaciones naturales de los pozos y a los bloqueos de las comunidades, que fueron compensados parcialmente por la producción de nuevos descubrimientos en nuestros bloques de Llanos Profundos. La producción de Llanos Profundos, que consta de nuestros Bloques Corcel y Guatiquía, decreció 32 por ciento durante el tercer trimestre y 28 por ciento en lo corrido del año, comparado con los mismos periodos del 2011 debido principalmente a las declinaciones naturales y a que ciertos pozos estuvieron suspendidos para trabajos de reacondicionamiento, las cuales fueron compensadas parcialmente por nuevos descubrimientos durante los últimos tres meses de 2011 y los primeros nueve meses de 2012. Los nuevos descubrimientos incluyen Cobra-2 en diciembre de 2011, Chilaco en abril de 2012, Guala en junio de 2012 y Mambo en septiembre de 2012. La producción de Llanos Profundos durante el 2012 también se vio impactada por la suspensión temporal de Yatay-1 en abril mientras iniciábamos la bomba, y ocho pozos que estuvieron suspendidos durante parte de los nueve meses por labores de reacondicionamiento. La producción de Llanos Central proviene de nuestros Bloques Casimena, Castor y Mapache. La producción declinó 20 por ciento durante el trimestre y cuatro por ciento para lo corrido del año comparado con los mismos periodos del 2011, debido principalmente a los bloqueos de las comunidades y a las declinaciones naturales. Estas disminuciones han sido compensadas con las adiciones de producción de Pisingo en noviembre de 2011, Tucuso en marzo de 2012 y Yenac-4 en abril de 2012. La producción en Neiva decreció 21 por ciento en el trimestre y 14 por ciento para lo corrido del año. Este decrecimiento se dio debido principalmente a las declinaciones naturales desde que suspendimos el programa de perforación en el Bloque en el tercer trimestre de 2011, a la espera de los nuevos permisos ambientales. La producción de Orito declinó 29 por ciento durante el trimestre debido a que 400 bppd adicionales estuvieron suspendidos temporalmente durante el tercer trimestre a causa de que ciertos pozos estuvieron cerrados mientras se reparaban. En lo corrido del año la producción declinó ocho por ciento debido a un deslizamiento de tierras en el área durante el segundo trimestre, además de los pozos que estaban siendo reparados. Esto estuvo parcialmente compensado por los cuatro nuevos pozos de desarrollo y tres reacondicionamientos de pozos que iniciaron producción entre septiembre de 2011 y enero de 2012. Precios de Referencia Promedio y Precios Realizados



septiembre,


WTI ($/bbl) 92,22 89,54 3 96,74 95,47 - Brent ($/bbl) 109,61 113,38 (3) 112,18 111,88 -

Llanos Central 3.687 4.612 (20) 4.337 4.528 (4) Neiva 3.187 4.017 (21) 3.453 4.025 (14) Orito 1.359 1.919 (29) 1.802 1.966 (8) Crudo pesado - - - 23 - -

Producción total 26.334 37.124 (29) 30.483 39.398 (23) Cambios en Inventario y otros 612 2.799 (78) 136 208 (35)

Volumen de Ventas 26.946 39.923 (33) 30.619 39.606 (23)



Descuento al Brent de Vasconia ($/bbl) (5,81) (4,26) 36 (4,96) (4,56) 9

Vasconia ($/bbl) 103,80 109,12 (5) 107,22 107,32 - Descuento–Vasconia al precio de venta

($/bbl) (2,39) (10,28) (77) (3,01) (6,45) (53)

Precio de Venta ($/bbl) 101,41 98,84 3 104,20 100,87 3 Descuento en el precio de venta como % del Brent

7% 13% 46 7% 10% (30)

Actualmente, la mayoría de nuestra producción se cotiza con relación a la mezcla Vasconia colombiana, la cual se ha correlacionado con los precios mundiales de referencia Brent durante el 2011 y 2012. Nuestro precio de venta incrementó tres por ciento durante el tercer trimestre y lo corrido del año, el cual es inclusive mayor a las variaciones de los precios del petróleo en el mundo, debido a nuestra capacidad para exportar una importante porción de nuestro crudo por el Oleoducto de OCENSA. Nuestra inversión nos permite exportar el petróleo directamente, maximizando nuestros precios realizados mediante una exposición al precio Vasconia. En el 2011, antes de nuestra inversión en el oleoducto, parte de nuestros volúmenes fueron vendidos a precios atados al WTI. Ventas de Petróleo Los ingresos por petróleo en el tercer trimestre decrecieron $111,6 millones ó 31 por ciento y en lo corrido del año declinaron $216,4 ó 20 por ciento, según la siguiente tabla:


septiembre,

Nueve meses finalizados al 30 de

septiembre,

Ventas de petróleo, 2011 363,0 1.090,7 El precio de venta incrementó en 3% y 3%, respectivamente 6,4 28,0 El volumen de venta decreció: 33% y 22%, respectivamente (12.977 y 9.065 bppd) (118,0) (244,5) Ventas de petróleo, 2012 251,4 874,32 $ Variación en las ventas de petróleo (111,6) (216,5) % Variación en las ventas de petróleo (31%) (20%)

Costos de Transporte




Costos del Transporte 15,1 40,7 (63) 57,2 112,8 (49) $ por barril 6,09 11,08 (45) 6,82 10,42 (35)

Los costos de transporte incluyen los costos para transportar por carrotanque nuestro petróleo crudo a las estaciones de descarga e iniciando en el cuarto trimestre de 2011, las tarifas del Oleoducto OCENSA. Toda nuestra producción de la cuenca de los Llanos es enviada por carrotanque a varias estaciones de descarga para la venta, a excepción de los campos de Orito y Neiva, que están conectados con oleoductos. Efectivo al 1ro de septiembre de 2011, comenzamos a entregar más petróleo a la cercana estación de descarga, Monterrey y al oleoducto de OCENSA como resultado de que adquirimos el cinco por ciento de participación. Por los barriles enviados por el oleoducto estamos ahorrando hasta $10 por barril como resultado de una combinación de más bajos costos de transporte y de precios de venta más altos, debido al acceso directo a los mercados de



exportación disponibles a través del oleoducto. Compensando los menores costos de transporte por carrotanque, hay un incremento de $1,00 más por barril en la tarifa del oleoducto. Como resultado, nuestros costos de transporte por barril son menores en el 2012. Regalías



septiembre,


Regalías 34,8 39,4 (12) 100,9 126,2 (20) $ por barril 14,04 10,73 31 12,03 11,67 3 Regalías como % del precio realizado 15% 12% 25 12% 13% (8)

Régimen de Regalías Las regalías del Gobierno Colombiano comienzan en una tasa del ocho por ciento hasta que la producción neta de la Compañía por campo supera los 5.000 bppd y luego aumenta en un uno por ciento por cada incremento de la producción de 10.000 bppd por campo, hasta un máximo del 25 por ciento. Adicionalmente, el pago de participación por precios altos se aplica en ciertos contratos de exploración en Colombia cuando la producción acumulada, en un área de explotación bajo contratos más antiguos o cuando la producción acumulada en toda el área en los nuevos contratos, supera los cinco millones de barriles producidos. A la fecha, cuatro áreas de explotación han producido más de cinco millones de barriles; Candelilla en el segundo trimestre de 2010, Corcel A en el cuarto trimestre de 2011, Corcel C en junio de 2012 y Yatay en julio de 2012. El pago de participación por precios altos se abona a la Agencia Nacional de Hidrocarburos ("ANH") y se calcula como 30 por ciento de la diferencia entre el precio realizado del petróleo y un umbral de precio de petróleo establecido por la ANH. Por último, la producción del Bloque Corcel está sujeta a una participación en utilidades netas ("PUN") del ocho por ciento. La cuenta de PUN es un saldo acumulado que incluye la deducción de las inversiones de capital, de tal forma que cuando es negativo, no hay lugar a pago. Para los tres y nueve meses finalizados en septiembre de 2012 y 2011 no hubo lugar a pago por concepto NPI. Análisis Comparativo Las regalías disminuyeron un 12 por ciento durante el tercer trimestre y 20 por ciento en lo corrido del año debido a menores ingresos por petróleo, compensado por una mayor tasa de regalías. Las regalías como porcentaje del precio realizado (precio de venta menos el costo de transporte por barril) incrementaron de 12 por ciento a 15 por ciento durante el tercer trimestre siendo que Yatay excedió el umbral de participación por precios altos en julio de 2012. En lo corrido del año, las regalías como porcentaje del precio realizado decrecieron de 13 por ciento a 12 por ciento, debido a que una menor proporción de nuestras ventas estuvieron sujetas a los pagos de participación por precios altos, específicamente, la producción de Candelilla como porcentaje total de la producción decreció. Disputa por participación en precios altos Tal como se publicó en el MD&A del 2011, Petrominerales tiene una disputa con la ANH relacionada con la interpretación del contrato de exploración del Bloque Corcel (“Contrato Corcel”). Hemos iniciado el procedimiento judicial de arbitraje conforme a lo dispuesto en el Contrato Corcel y esperamos la resolución de este proceso en seis meses. Consistente con la opinión de Petrominerales en el 2011, la Compañía considera que la resolución de esta disputa saldrá a su favor, y por consiguiente, no se ha hecho ninguna provisión en los estados financieros. Si hubiera aplicado la interpretación de la ANH respecto de la participación por precios



altos, nuestra tasa de regalías del tercer trimestre y lo corrido del año hubieran sido de 19 y 20 por ciento, respectivamente. Costos de Producción




Costos de producción 45,6 58,5 (22) 133,7 131,4 2 $ por barril 18,39 15,92 16 15,94 12,15 31

Los costos de producción aumentaron en el 2012 debido principalmente a mayores costos en los combustibles, un incremento en los servicios profesionales asociados con más pozos en producción y más trabajos de reacondicionamiento. Los mayores costos en los combustibles se dieron por el incremento en la demanda de energía por disponer el 100 por ciento de la capacidad en pozos de inyección de agua y por mayores volúmenes de agua en el 2012. Gastos de Agotamiento y Depreciación (“D&D”)




Costos de agotamiento y depreciación (D&D)

89,7 89,4 - 275,5 220,8 25

$ por barril 36,18 24,34 49 32,84 20,42 61 Los gastos D&D por barril incrementaron 49 por ciento para el trimestre y 61 por ciento para lo corrido del año debido principalmente al aumento en los costos de hallazgo y desarrollo relacionados con las reservas probadas más probables. Los gastos D&D fueron consistentes durante el trimestre debido a que una mayor tasa de agotamiento estuvo compensada por un volumen de ventas menor en 33 por ciento. Los gastos de agotamiento incrementaron 25 por ciento para lo corrido del año debido al aumento en la tasa de agotamiento por barril, compensado por un volumen de ventas menor en 23 por ciento. Gastos Generales y Administrativos




Gastos generales y administrativos

8,8 7,8 13 25,4 26,3 (3)

$ por barril 3,55 2,12 67 3,03 2,44 24 Los gastos generales y administrativos (“G&A”) fueron 13 por ciento mayores en el trimestre debido principalmente a mayores costos de personal. Los gastos generales y administrativos son consistentes con lo corrido del año.



Gastos de Compensación Basada en Acciones




Gastos de compensación basada en acciones

3,5 4,1 (15) 11,6 15,1 (23)

Los gastos de compensación basada en acciones son gastos no monetarios que se basan en el valor justo de las opciones sobre acciones, acciones incentivo, acciones ordinarias diferidas y derechos de apreciación de acciones otorgadas (“SAR”). El valor justo se calcula en la fecha de otorgamiento y se amortiza durante el período de ejercicio de cada opción, acciones de incentivo o tramo de SAR, o inmediatamente después de la fecha de otorgamiento de las acciones ordinarias diferidas (“DCS”). Los gastos de 2012 declinaron 15 por ciento en el trimestre y 23 por ciento en lo corrido del año por un aumento en la pérdida de derechos y un menor valor justo en el otorgamiento basado en acciones. Ingresos (Gastos) Financieros Netos



septiembre,

2012 2011 %

Variación 2012 2011 %

Variación

Intereses sobre los bonos convertibles (4,8) (3,6) 33 (12,0) (10,8) 11 Acumulación en los bonos convertibles (5,4) (4,3) 26 (14,1) (12,5) 13 Acumulación acelerada para la opción put

(19,0) - - (19,0) - -

Acumulación acelerada en la recompra (10,7) - - (55,5) - - Ganancia en el cumplimiento de los

bonos 2,8 - - 16,6 - -

Gastos bonos convertibles (37,1) (7,9) 370 (84,0) (23,3) 261 Cartas de crédito Standby y otros cargos

bancarios (1,3) (1,8) (28) (6,3) (5,4) 17

Otras acumulaciones y amortizaciones (1,1) (1,4) (21) (3,5) (4,1) (15)

Costos financieros (39,5) (11,1) 256 (93,8) (32,8) 186 Ganancia (pérdida) en pasivos financieros

derivados 47,5 74,9 (37) 106,3 137,7 (23)

Pérdida (ganancia) cambiaria 1,4 11,1 (87) (13,3) (2,4) 454 Ingresos por intereses 0,4 0,6 (33) 3,4 1,8 89

Ingresos (gastos) financieros netos 9,8 75,5 (87) 2,6 104,3 (98)

Consiste en: Gastos financieros en efectivo (4,3) (6,3) (32) (28,2) (16,8) 68 Ingresos financieros no en efectivo 14,1 69,2 (80) 30,8 121,1 (75)

Costos financieros Los costos financieros aumentaron a causa de la acumulación acelerada por el cambio en el plazo estimado para los bonos convertibles del 2016 durante el tercer trimestre, pasando de cuatro a dos años, debido a que hemos clasificado los bonos convertibles de 2016 como un pasivo corriente, siendo que la opción put está disponible para los tenedores de bonos.



La acumulación acelerada en la recompra y en las ganancias en el cumplimiento de los bonos se dio como resultado de las transacciones de recompra de los bonos convertibles del 2016.

Durante el trimestre $69,4 millones de estos bonos fueron recomprados. El valor en libros de la porción de la deuda de estos bonos fue de $58,7 millones; la diferencia de $10,7 millones se reconoce como acumulación acelerada. El efectivo pagado para cumplir con la recompra de bonos fue de $67,1 millones. El valor total en libros de estos bonos fue de $69,9 millones, consistiendo de la porción de la deuda de $69,4 millones y la porción de pasivos derivados de $0,5 millones; la diferencia de $2,8 millones fue reconocida como ganancia en el cumplimiento.

Durante lo corrido del año $348,3 millones de estos bonos fueron recomprados. El valor en libros de la porción de la deuda de estos bonos fue de $292,8 millones; la diferencia de $55,5 millones se reconoce como acumulación acelerada. El efectivo pagado para cumplir con la recompra de bonos fue de $342,7 millones. El valor total en libros de estos bonos fue de $289,4 millones, consistiendo de la porción de la deuda de $278,9 millones y la porción de pasivos derivados de $10,5 millones; la diferencia de $16,6 millones fue reconocida como ganancia en el cumplimiento.

Ganancia en los Pasivos Financieros Derivados La ganancia derivada no monetaria registrada por el cambio en el valor justo de las características de conversión de los bonos convertibles en el tercer trimestre y corrido del año 2012 fue $47,5 millones y $106,3 millones, respectivamente, debido a que el precio de la acción de la Compañía al 30 de septiembre de 2012 ha decrecido frente a los precios del 30 de junio de 2012 y del 31 de diciembre de 2011. Pérdida Cambiaria Los movimientos en el tipo de cambio del Peso colombiano impactan los costos y gastos denominados en Peso colombiano de la Compañía ya que aproximadamente el 65 por ciento de los gastos de la Compañía se realizan en Peso colombiano. El comportamiento del Peso colombiano al 30 de septiembre de 2012 fue relativamente consistente con el dólar de los Estados Unidos al 30 de junio de 2012, pasando a 1.801:1 de 1.785:1. Este movimiento en el tipo de cambio dio lugar a una ganancia cambiaria en moneda extranjera de $1,4 millones durante el tercer trimestre, principalmente en los pasivos corrientes denominados en Peso colombiano. El Peso colombiano al 30 de septiembre de 2012 se apreció ocho por ciento en relación con el dólar de Estados Unidos respecto al 31 de diciembre de 2011 pasando a 1.801:1 de 1.943:1. Este movimiento en las tasas de cambio resultó en una pérdida cambiaria de $13,3 millones durante los primeros nueve meses de 2012 debido principalmente a los pasivos corrientes denominados en Peso colombiano. Gastos de Impuestos sobre la Renta

Tres meses al 30 de septiembre,

months ended September 30, Nueve meses al 30 de septiembre,

months ended September 30, 2012 2011 % Variación 2012 2011 % Variación

Impuesto corriente sobre la renta (recuperación)

(11,7) 19,5 - 3,3 95,8 (97)

Impuesto diferido sobre la renta 18,4 43,7 (58) 65,8 50,6 30

Impuestos sobre la renta 6,7 63,2 (89) 69,1 146,4 (53) Tasa efectiva de impuesto, calculada usando utilidad antes de impuestos e impuesto al patrimonio y pérdidas (ganancias) de derivados

15% 52% (71) 31% 35% (11)



La utilidad antes de impuestos de la Compañía está sujeta a la tasa del impuesto sobre la renta del 33 por ciento. Los costos de impuestos decrecieron en el trimestre debido principalmente a una menor utilidad gravable. La tasa efectiva del impuesto de la Compañía para el tercer trimestre de 2012 fue de 15 por ciento, calculada en función de los ingresos antes de impuestos, el impuesto al patrimonio, acumulación acelerada en la recompra de bonos, ganancia en la recompra de los bonos y las ganancias por derivados por $43,6 millones (2011 - $300,6 millones). La tasa efectiva del impuesto de la Compañía para lo corrido del año en el 2012 fue de 31 por ciento, calculada en función de los ingresos antes de impuestos, el impuesto al patrimonio, acumulación acelerada en la recompra de bonos, ganancia en la recompra de los bonos y las ganancias por derivados de $224,6 millones (2011 - $300,6 millones), y es consistente con la tasa del impuesto en Colombia. En el 2012 hemos registrado la recuperación de impuestos corrientes con base en los ajustes relacionados con la finalización de la devolución de impuestos de periodos anteriores. Gasto del Impuesto al Patrimonio en Colombia El Gobierno Colombiano aprobó la nueva legislación en diciembre de 2010 que obligaba a las compañías colombianas y subsidiarias de compañías extranjeras a pagar un impuesto al patrimonio basado en el patrimonio neto al 1ro de enero de 2011 pagable en ocho cuotas iguales durante cuatro años, comenzando en el 2011. El valor presente neto del pasivo total, estimado en $27,7 millones, fue registrado como un pasivo y se cargó al gasto en el estado de resultados del primer trimestre de 2011. Utilidad Neta Ajustada La Gerencia considera el cambio en el valor justo del pasivo derivado, la acumulación acelerada y la ganancia en el cumplimiento de los bonos como un costo de capital de financiación, y como tal, la Gerencia considera que la utilidad neta ajustada es una mejor medida del desempeño de la Compañía (ver la sección de "Medidas fuera del Marco NIIF" en el MD&A). La utilidad neta ajustada del tercer trimestre declinó 37 por ciento a $36,9 millones, debido principalmente a los menores volúmenes de venta, compensado parcialmente por menores costos de transporte y menores impuestos. La utilidad neta ajustada en lo corrido del año decreció 37 por ciento a $155,5 millones debido principalmente a menores volúmenes de ventas y mayor agotamiento, compensado por menores costos de transporte y menores impuestos, según se concilia en la tabla a continuación.


septiembre,, Nueve meses finalizados al 30 de

septiembre,,

Por acción,

Básica ($) Por acción,

Básica ($)

Utilidad neta ajustada (1), período 2011

58,8 0,58 248,5 2,41

Incremento (disminución) debido a: Efecto del volumen de ventas en los ingresos

(118,0) (1,32) (244,5) (2,56)

Precios de venta 6,4 0,07 28,0 0,29 Regalías 4,6 0,05 25,3 0,27 Costos de producción 12,9 0,15 (2,3) (0,02) Transporte 25,6 0,29 55,6 0,58

Disminución en el Netback Operacional

(68,5) (0,76) (137,9) (1,44)



Gastos generales y administrativos (1,0) (0,01) 0,9 0,01 Agotamiento y depreciación (0,3) - (54,7) (0,57) Gastos de intereses y acumulación (1,7) (0,02) (3,2) (0,03) Otros (2) (6,9) (0,08) (3,1) (0,03) Impuestos al patrimonio - - 27,7 0,29 Impuestos sobre la renta 56,5 0,63 77,3 0,80 Cambio en las acciones en

circulación básicas 0,07 0,19

Utilidad neta ajustada (1) , período 2012

36,9 0,41 155.5 1,63

(1) Mediciones fuera del marco de NIIF. Ver sección "Mediciones fuera del marco de NIIF".

(2) Otros incluye ingresos por intereses, gastos de compensación basada en acciones, gastos de adquisición y pérdida cambiaria.

Flujo de Fondos Operacional

El flujo de fondos operacional decreció 23 por ciento en el tercer trimestre debido principalmente a los volúmenes de venta, compensado parcialmente por los menores costos de transporte y la disminución en el impuesto corriente sobre la renta. El flujo de fondos operacional para lo corrido del año decreció ocho por ciento debido principalmente a los menores volúmenes de venta, compensado por la disminución en los costos de transporte y en el impuesto corriente sobre la renta, según se concilia en la tabla a continuación.


septiembre,, Nueve meses finalizados al 30 de

septiembre,,

Por acción, Básica ($)

Por acción,

Básica ($) Flujo de fondos operacional (1), 2011

period

196,4 1,93 572,9 5,56

Aumento (disminución) debido a:

Efecto del volumen de ventas en los ingresos

(118,0) (1,32) (244,5) (2,56)

Precio de venta 6,4 0,07 28,0 0,29

Regalías 4,6 0,05 25,3 0,27

Costos de producción 12,9 0,15 (2,3) (0,02)

Transporte 25,6 0,29 55,6 0,58

Disminución del Netback Operacional (68,5) (0,76) (137,9) (1,44)

Gastos generales y administrativos (1,0) (0,01) 0,9 0,01

(Pérdida)/Ganancia en Cambio (9,7) (0,11) (10,9) (0,11)

Gastos de intereses neto de ingresos (1,0) (0,01) 1,0 0,01

Otros (2) 4,5 0,05 6,9 0,07

Impuestos corrientes 31,2 0,34 92,5 0,96

Cambio en acciones básicas circulando 0,26 0,43

Flujo de fondos operacional (1), 2012 151,9

1,69 525,4

5,49 (1) Mediciones fuera del marco de NIIF. Ver sección "Mediciones fuera del marco de NIIF" en este MD&A. (2) Otros incluye los gastos de adquisición y el pago de los impuestos al patrimonio en Colombia.

El flujo de fondos por acción se ha calculado utilizando los efectos diluyentes de las opciones sobre acciones “in-

the-money”, acciones incentivo, DCS´s y bonos convertibles, como se indican a continuación:




septiembre, 2012 Nueve meses finalizados al 30 de

septiembre, 2012

Flujo de fondos y

ajustes

Promedio ponderado de

acciones y ajustes

$ Por acción

Flujo de fondos y

ajustes

Promedio ponderado de

acciones y ajustes

$ Por acción

Básicas 151,9 89.685.601 1,69 525,4 95.633.411 5,49 Efecto de las opciones de acciones,

acciones de incentivo y de DCS - 837.018 (0,01) - 1.447.121 (0,08)

Diluidas 151,9 90.522.619 1,68 525,4 97.080.532 5,41

Inversiones de Capital

Tres meses finalizados al 30 de septiembre, 2012:

Llanos Profundos

Llanos Central

Crudo Pesado Orito Neiva Perú

Piedemonte Total

Civil 4,4 1,0 3,0 0,2 - 1,9 3,4 13,9

Perforación & completamiento 27,2 6,1 4,7 2,2 0,2 29,6 15,3 85,3

Facilidades e infrastructura (3,2) 5,4 (0,1) (0,2) 0,1 - - 2,0

Sísmica (0,5) 1,5 5,9 - - 0,3 2,0 9,2

HSEC 0,8 0,4 0,4 - - 1,2 0,4 3,2

Inventario y otros - - - - - - - 1,0

2012 Total (1) 28,7 14,4 13,9 2,2 0,3 33,0 21,1 114,6

2011 Total 97,0 28,3 30,1 20,3 14,5 11,5 8,7 210,4 (1)

Las inversiones de capital registradas durante el 2012 fueron $22,3 millones (2011 - $102,7 millones) en adiciones de propiedades, planta y equipo y $92,3 millones (2011 - $107,7 millones) de adiciones de exploración y evaluación en el estado de flujo de efectivo.

Nueve meses finalizados al 30 de septiembre, 2012:

Llanos Profundos

Llanos Central

Crudo Pesado Orito Neiva Perú

Piedemonte Total

Civil 27,7 6,4 11,4 1,3 0,1 9,9 5,4 62,2 Perforación & completamiento 122,9 38,1 29,2 14,4 2,6 76,3 45,9 329,4

Facilidades e infrastructura 25,5 14,0 3,3 2,3 0,3 - 0,2 45,6

Sísmica 0,7 3,5 13,0 0,9 0,1 2,1 27,4 47,7

HSEC 3,6 2,5 1,9 0,8 0,2 3,0 1,3 13,3

Inventario y otros - - - - - - - (14,6)

2012 Total (1) 180,4 64,5 58,8 19,7 3,3 91,3 80,2 483,6

2011 Total 282,2 77,8 81,3 28,2 35,6 18,1 11,5 534,7 (2)

Las inversiones de capital registradas durante el 2012 fueron $130,5 millones (2011 - $274,7 millones) en adiciones de propiedades, planta y equipo y $353,1 millones (2011 - $260,0 millones) de adiciones de exploración y evaluación en el estado de flujo de efectivo.

Las inversiones de capital en Llanos Profundos se refieren a: Los costos de perforación y completamiento de nueve pozos perforados durante lo corrido del año, dos

pozos en progreso al 30 de septiembre y cinco pozos inyectores de agua; Los costos de las facilidades e infraestructura incluyen mejores costos en el manejo de aguas, costos de

facilidades de pruebas para los pozos exploratorios, mejoras en la facilidad central de procesamiento en Corcel (“CPF) e instalación de líneas de flujo para conectar la producción de Guatiquía con la de Corcel CPF; y



Los costos civiles se relacionan principalmente con la construcción de rellenos y vías de acceso para ciertos pozos que serán perforados en el periodo o para los pozos exploratorios que van a ser perforados.

Las inversiones de capital en Llanos Central se refieren a:

Los costos de perforación y completamiento de cuatro pozos perforados durante lo corrido del año y un pozo inyector de agua;

Los costos de facilidades y de infraestructura incluyendo los costos de las expansiones de facilidades en el campo Yenac; y

Los costos asociados al programa de adquisición de 42 kilómetros cuadrados de sísmica 2D en el Bloque Casimena.

Las inversiones de capital en Crudo Pesado, principalmente en nuestros Bloques Rio Ariari y Chiguiro Este se refieren a:

Los costos de perforación y completamiento relacionados con el pozo horizontal Tatama-1, el pozo exploratorio vertical Dara-1 y siete pozos estratigráficos; y

Los costos de sísmica incluyen la adquisición de 80 kilómetros de sísmica 3D en el Bloque Chiguiro Este. Las inversiones de capital en Perú se refieren a:

La perforación y pruebas de La Colpa 2X y la perforación de Sheshea-1X; La construcción de dos bases logísticas en Nueva Italia y Sheshea; y El mantenimiento y mejoras en las vías de acceso.

Las inversiones de capital en el Piedemonte se refieren a:

La perforación y pruebas en el pozo Bromelia; Las obras civiles que incluyen la construcción de vías de acceso al pozo Canatua; y La sísmica que incluye los costos de adquisición en nuestro Bloque 31 (217 kilómetros cuadrados) –

programa de sísmica 3D adquirido en el primer trimestre, el Bloque 59 (367 kilómetros cuadrados) – programa de sísmica 3D adquirido en el segundo trimestre y los costos iniciales relacionados con nuestro Bloque 25 (256 kilómetros cuadrados) – programa de sísmica 3D planeado para el cuarto trimestre de 2012.

RECURSOS DE LIQUIDEZ Y CAPITAL Con base en la posición financiera de la Compañía al 30 de septiembre de 2012 y a los flujos futuros de efectivo proyectados, la Gerencia prevé que la Compañía podrá financiar su programa de capital y cumplir con sus obligaciones financieras. La Compañía considera que está bien posicionada financieramente con una significativa capacidad de crédito disponible y de activos que le están proporcionando sólidos netbacks operativos, junto con un amplio inventario de prospectos de exploración. La Compañía tiene un historial positivo de generación de flujos de fondos operacional, incluyendo $525,4 millones para los primeros nueve meses del año. Otras fuentes de liquidez de la compañía incluyen los activos corrientes por $204,3 millones al 30 de septiembre de 2012, una línea de crédito basada en reservas totalmente disponibles y el potencial de financiación de oleoductos y nuestros activos de infraestructura.



Requerimientos de Caja La siguiente tabla proporciona un resumen consolidado de la liquidez y compromisos de capital basados en compromisos existentes y obligaciones de deuda (incluyendo la amortización de intereses):

Compromisos y Obligaciones de Deuda < 1 año 1-3 años En adelante Total

Cuentas por pagar 230,8 - - 230,8 Bonos convertibles 2016 - interés 5,3 - - 5,3 Bonos convertibles 2016 - principal (1) 201,1 - - 201,1 Bonos convertibles 2017- interés 26,0 26,0 13,0 65,0 Bonos convertibles 2017 - principal (2) - - 400,0 400,0 Contratos de almacenamiento y transporte(3) 57,0 110,9 540,4 708,3 Contratos de exploración (4) 66,7 31,6 16,0 114,3 Otras provisiones 6,6 34,4 46,8 87,8 Porción a largo plazo del impuesto al patrimonio por pagar - 6,8 - 6,8 Arrendamientos 3,2 4,4 4,8 12,4 Otros contratos 12,8 1,5 0,3 14,6

Total 609,5 215,6 1.021,3 1.846,4 (1)

Los tenedores de bonos tienen una única oportunidad de ejercer una opción put del prepago de los bonos al 100 por ciento de su valor par más los intereses acumulados el 25 de agosto de 2013. Los tenedores de bonos deben ejercer su opción put en un periodo de 30 días entre el 10 de junio y el 10 de julio de 2013. Como el bono está “out-of-the-money”, en la tabla superior se ha asumido que la opción put será ejercida. La Compañía tiene la opción de repagar estos bonos con efectivo o el equivalente en número de acciones ordinarias.

(2) Los bonos son convertibles en acciones ordinarias de Petrominerales a un precio de conversión de US$18,00 por acción, sujeto a los

ajustes por dividendos y a una única reducción en el precio de conversión de máximo 20 por ciento de la diferencia entre el precio de la acción de noviembre 28 de 2013 y diciembre 11 de 2013 más una prima del 35 por ciento. Si se convierten, la Compañía entregará un total de 22.220.124 acciones ordinarias.

(3) Petrominerales se ha comprometido a entrar en un acuerdo de transporte ship-or-pay para su capacidad de 10.616 bppd y el costo

del contrato ship or-pay se describe en la tabla de arriba, como un contrato de transporte. La Compañía considera que puede cumplir con sus obligaciones de compromisos de transporte de su producción y/o petróleo comprado.

(4) Conforme a los contratos de exploración, la Compañía tiene compromisos de trabajo por un total de $114,3 millones a ser

terminados durante los tres próximos años. Los compromisos de trabajo son curso normal de las actividades de exploración de negocios que incluyen los costos de propiedad, adquisición y procesamiento de datos sísmicos y perforación de pozos de exploración. La Compañía ha emitido cartas de crédito por $47,5 millones para garantizar las obligaciones de estos contratos de exploración.

Fuentes y Usos de Efectivo

La siguiente tabla muestra los cambios en el efectivo para el trimestre y en lo corrido del año.

Tres meses finalizados al 30 de septiembre ,

2012

Nueve meses finalizados al 30 de septiembre ,

2012

Efectivo y equivalentes de efectivo, al inicio del período 160,6 295,4

Flujo de fondos operacional (1) 151,9 525,4



Cambios en el capital de trabajo no monetario (25,1) (41,8) Emisión de bonos convertibles - 391,7 Recompra de bonos convertibles (67,1) (342,7) Emisión de acciones ordinarias 0,1 2,3 Recompra de acciones ordinarias (20,9) (155,0) Gastos en Propiedad, Plata y Equipo y Exploración y Evaluación (2) (114,6) (483,6) Inversiones en Oleoductos - (9,4) Dividendos pagados (11,0) (35,7) Otros (3) (40,1) (112,8) Efectivo y equivalentes de efectivo, al fin del período 33,8 33,8 (1) Ver sección "Mediciones fuera del marco de NIIF" en este MD&A. (2) Ver la sección Inversiones de Capital para la explicación del uso de efectivo en los gastos de PP&E y E&E. (3) Incluye la inversión en cambios de capital de trabajo no monetarios, costos del financiamiento y gastos en otros activos.

Además de los balances de caja, Petrominerales tiene líneas de crédito basada en reservas completamente disponibles. Actualmente la Compañía puede disponer hasta de $108 millones. Esta facilidad está siendo renovada actualmente y la Compañía espera que se incremente a $250 millones. Petrominerales también mantiene líneas locales de crédito operativas en Colombia que se utilizan principalmente para emitir cartas de crédito que soportan los compromisos de exploración. Al 30 de septiembre de 2012, las cartas de crédito emitidas contra las líneas de crédito operativas colombianas sumaron $46,5 millones. La Compañía cumple con todas las obligaciones contenidas en su línea de crédito y los acuerdos de emisión de bonos convertibles. La línea de crédito contiene los convenios financieros para mantener una proporción de la deuda bancaria contra las ganancias de los últimos 12 meses antes de intereses, impuestos, agotamiento, depreciación y amortización por debajo de 3,0 veces y para mantener una razón corriente actual superior a 1,0 vez (activo corriente dividido por pasivo corriente menos la deuda bancaria sin utilizar y la porción del pasivo de bonos convertibles). Los bonos convertibles tienen convenios financieros para mantener una relación entre el valor en libros del patrimonio y activos totales de al menos 30 por ciento y limitar el monto de garantías y gravámenes que la Compañía tiene en el valor en libros de sus activos totales al 35 por ciento. ACCIONES ORDINARIAS El número total de acciones ordinarias de Petrominerales, opciones sobre acciones, acciones ordinarias diferidas y acciones incentivo en circulación al 5 de noviembre de 2012 fue de 92.719.869 (acciones ordinarias – 85.493.706 opciones sobre acciones– 6.001.110, acciones ordinarias diferidas– 202.237, acciones incentivo – 1.022.816). Según fue aprobado por la Bolsa de Valores de Toronto y luego de nuestra oferta de curso normal (“NCIB”), Petrominerales está autorizado a comprar hasta 7.377.935 de acciones ordinarias durante el periodo comprendido entre mayo 27 de 2012 y mayo 26 de 2013, y en cualquier día bursátil, Petrominerales no podrá compras más de 178.469 acciones ordinarias. A la fecha, Petrominerales ha adquirido 4.904.400 acciones ordinarias a un precio promedio ponderado de Cdn.$8,43 bajo el NCIB. Bajo nuestro anterior NCIB, el cual expiró el pasado 26 de mayo de 2012, Petrominerales adquirió 4.678.381 acciones ordinarias a un precio promedio ponderado de $26.70. Durante los tres meses que finalizan el 30 de septiembre de 2012, la Compañía recompró y canceló 2.317.000 acciones ordinarias (2011 – 2.943.789) a un costo promedio de $9,02 por acción bajo nuestro NCIB. De los $20,9



millones pagados, $6,9 millones reducen el valor en libros de nuestras acciones ordinarias y $14,0 millones fueron registrados como una reducción a las utilidades retenidas. Durante los nueves meses que finalizan el 30 de septiembre de 2012, la Compañía recompró y canceló 2.377.000 acciones ordinarias (2011 – 3.353.489) a un costo promedio de $9,11 por acción bajo nuestro NCIB y 10 millones de acciones fueron recompradas a inversionistas extranjeros a un costo promedio de $13,33 por acción. De los $155,1 millones pagados, $37,1 millones reducen el valor en libros de nuestras acciones ordinarias y los $118,0 millones restantes fueron registrados como una reducción a las utilidades retenidas.

RIESGOS E INCERTIDUMBRES

No ha habido cambios materiales para los tres y nueve meses finalizados al 30 de septiembre de 2012 en cuanto

a los riesgos e incertidumbres identificados en el MD&A para el año finalizado al 31 de diciembre de 2011.

Sensibilidades

Las ganancias de la Compañía y el flujo de efectivo son sensibles a cambios en el precio del petróleo crudo. Los siguientes factores demuestran el impacto previsto anualizado antes del flujo de impuestos en efectivo: Variación del: (millones)

Brent $1,00/bbl Precio de Referencia Brent (asumiendo 25.000 bppd) 7,8 Petróleo 1.000 bppd de producción @ $100/bbl Brent 22,6

POLÍTICAS CRÍTICAS DE CONTABILIDAD Y ESTIMACIONES La Gerencia de la Compañía hizo juicios, suposiciones y estimaciones en la preparación de estos estados financieros. Los resultados reales pueden diferir de esas estimaciones, y esas diferencias pueden ser materiales. La base de presentación y las políticas de contabilidad significativas de la Compañía se pueden encontrar en las notas a los estados financieros consolidados. No ha habido cambios materiales para los tres y nueve meses finalizados al 30 de septiembre de 2012 en cuanto a las políticas críticas de contabilidad y estimaciones identificadas en el MD&A para el año finalizado al 31 de diciembre de 2011. CAMBIOS EN POLÍTICAS CONTABLES No ha habido cambios materiales para los tres y nueve meses finalizados al 30 de septiembre de 2012 en cuanto a las variaciones en las políticas contables identificadas en el MD&A para el año finalizado al 31 de diciembre de 2011. POLÍTICAS REGULADORAS Certificación de la información divulgada en los documentos interinos De acuerdo con el Instrumento Multilateral 52-109 de los administradores de valores canadienses, la Compañía publica anualmente la “Certificación de declaraciones anuales” (“Certificación”). La Certificación requiere que ciertos funcionarios certifiquen y declaren que son responsables de establecer y mantener controles de divulgación y procedimientos (“DC&P”) y control interno sobre la información financiera (“CIIF”).



La Certificación requiere a funcionarios certificados que declaren que ellos diseñaron el DC&P, o hicieron que se diseñara bajo su supervisión, para proporcionar una seguridad razonable de que: (i) La información material referente a Petrominerales es dada a conocer a los funcionarios certificados por otros; (ii) la información requerida para ser divulgada por Petrominerales en informes presentados, o sometidos a las autoridades reguladoras de valores, es registrada, procesada, resumida y reportada dentro de los plazos especificados en la legislación de valores canadiense. Además, la certificación requiere que los funcionarios certificados declaren que han diseñado el CIIF, o han hecho que sea diseñado bajo su supervisión, para proporcionar el aseguramiento razonable con respecto a la confiabilidad de la información financiera y de la preparación de los estados financieros para los propósitos externos. Durante los tres y nueve meses finalizados al 30 de septiembre de 2012 no ha habido ningún cambio en el CIIF de la Compañía que haya materialmente afectado, ni es razonablemente probable que materialmente afecte el CIIF de la Compañía. La Compañía continuamente ha tenido en su lugar sistemas relacionados con DC&P y CIIF y continuará supervisando los procedimientos conforme al desarrollo del negocio de la Compañía. PERSPECTIVA PARA LO QUE QUEDA DEL 2012 Nuestra posición financiera permanece sólida. Generamos $37,3 millones de flujo de caja libre positivo durante el tercer trimestre. Adicional a generar el flujo de caja libre, tenemos $33,8 millones en efectivo y una facilidad de crédito completamente disponible. Esta solidez financiera nos da la flexibilidad de recomprar bonos al descuento y acciones ordinarias a precios extremadamente atractivos. Planeamos ejecutar un programa de inversiones en el 2013 más balanceado entre la perforación de desarrollo y de exploración. Nuestro enfoque inmediato es adicionar producción y reservas mientras expandimos nuestro inventario de prospectos y ejecutamos nuestros programas de perforación exploratoria de alto impacto.







Para expandir nuestro inventario de prospectos, hemos adquirido cerca de 600 kilómetros cuadrados de nueva sísmica 3D en el 2012 que está siendo interpretada actualmente. Adicionalmente, pronto estaremos en el campo adquiriendo 256 kilómetros cuadrados de sísmica 3D en el Bloque 25, para obtener más data sobre nuestro prospecto Canatua y otros posibles prospectos. Esperamos que estas adquisiciones de sísmica 3D agreguen a nuestro inventario de prospectos y ofrezcan nuevas oportunidades de perforación para nuestro programa de 2013.

Estamos a la expectativa de actualizar a nuestros inversionistas sobre nuestro progreso para lo que queda de 2012 y lo que viene en el 2013.



Declaraciones a futuro: Cierta información proporcionada en este informe constituyen declaraciones a futuro. Las palabras "anticipado", "esperado", "proyectado", "estimado", "previsto" y expresiones similares tienen la intención de identificar tales declaraciones a futuro. Específicamente, este informe contiene declaraciones a futuro referentes a la sincronización de proyectos de inversión, de resultados financieros, de resultados de operaciones y de la participación en y de la sincronización de los costos del OBC. La información a futuro se basa en las expectativas clave y los supuestos hechos por Petrominerales, incluyendo supuestos referentes el éxito de las actividades de perforación futuras, el desempeño de pozos existentes, precios prevalecientes de los commodities, la disponibilidad de mano de obra y de servicios, la recepción de permisos y de aprobaciones regulatorias requeridas y al desempeño de las actividades previstas por los socios de la industria. Advertimos al lector que los supuestos usados en la preparación de tal información, aunque fueron consideradas razonables a la hora de la preparación, pueden ser incorrectos. Los resultados reales alcanzados durante el período de previsión variarán de la información proporcionada adjunta como resultado de numerosos riesgos e incertidumbres conocidos y desconocidos y de otros factores. Una discusión de esos riesgos e incertidumbres se puede encontrar en la documentación que se registra en Canadá para títulos valores. Tales factores incluyen, pero no se limitan a: condiciones económicas generales, del mercado y del negocio; fluctuaciones en precios del petróleo; los resultados de la perforación de exploración y de desarrollo, recompletamientos y actividades relacionadas; sincronización y disponibilidad de taladros, resultado de las negociaciones de contratos de exploración; fluctuación en cambios de moneda extranjera; incertidumbre de las estimaciones de reservas; cambios en regulaciones ambientales y otros; riesgos asociados a operaciones de petróleo y gas; confianza en los socios por lo que se refiere a la construcción del OBC y de otros factores, muchos de los cuales están más allá del control de la Compañía. Petrominerales no afirma que los resultados reales obtenidos durante el período de proyección serán iguales a los previstos, entera o parcialmente. Excepto hasta donde lo permiten las leyes de valores aplicables, Petrominerales no asume ninguna obligación para actualizar públicamente o revisar estas declaraciones referidas a futuro en este documento ni ningún otra parte, ya sea como resultado de nueva información, acontecimientos futuros u otra causa.

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, 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. El flujo de fondos operacional 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. El flujo de fondos por acción se calcula como el flujo de fondos operacional dividido entre el promedio ponderado del número de acciones en circulación durante el periodo. La siguiente tabla resume el flujo de fondos operacional para el flujo de caja operacional:

Tres meses finalizado al 30 de

septiembre, Nueve meses finalizado al 30 de

septiembre, 2012 2011 % Variación 2012 2011 % Variación

Flujo de caja de actividades operacionales: NIIF

126,8 198,1 (36) 483,6 540,4 (11)

Variaciones en el capital de trabajo no monetario incluyendo intereses e impuestos por pagar

25,1 (1,7) - 41,8 32,5 29

Flujo de fondos operacional: No-NIIF 151,9 196,4 (23) 525,4 572,9 (8)

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 y acumulación acelerada. La utilidad neta ajustada por acción se calcula dividiendo la utilidad neta ajustada entre el promedio ponderado del número de acciones en circulación en el periodo. La siguiente tabla resume la utilidad neta y la utilidad neta ajustada:



Tres meses finalizado al 30 de septiembre,

Nueve meses finalizado al 30 de septiembre,


Utilidad neta 57,5 133,7 (57) 203,9 386,2 (47) Ganancia no monetaria de pasivos financieros

derivados (47,5) (74,9) (37) (106,3) (137,7) (23) Acumulación acelerada no monetaria 29,7 - - 74,5 - - Ganancia no monetaria en el cumplimiento de

obligaciones (2,8) - - (16,6) - -

Utilidad neta ajustada 36,9 58,8 (37) 155,5 248,5 (37)

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. El Capital de trabajo incluye activos corrientes menos pasivos corrientes y es usado para evaluar el nivel de endeudamiento a corto plazo 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, capital de trabajo 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. Petróleo no descubierto inicialmente en sitio ("UPIIP"), 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.

Petróleo descubierto inicialmente en sitio ("DPIIP"), DPIIP, equivalente a “recursos descubiertos”, son aquellas cantidades de petróleo estimadas en una fecha determinada, que deben estar contenidas en acumulaciones conocidas antes de producir. La porción recuperable de DPIIP incluye producción, reservas y recursos contingentes; lo restante no es recuperable. Un proyecto de recuperación puede no ser definido para estos volúmenes de DPIIP en este momento. No hay certeza de que vaya a ser comercialmente viable para producir desde cualquier porción de estos recursos.

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Estados Financieros Interinos del Tercer Trimestre 28

ESTADOS INTERINOS CONSOLIDADOS DE LA SITUA CIÓN FINANCIERA (NO AUDITADOS) (Millones de dólares de Estados Unidos)

Al,

Nota Septiembre 30,

2012 Diciembre 31,

2011

ACTIVOS

Activos Corrientes Efectivo y equivalentes de efectivo $ 33,8 $ 295,4 Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar 141,9 159,7 Inventarios de petróleo crudo 2,6 6,1 Impuestos de renta por cobrar 13,8 - Gastos prepagagos 12,2 1,3

Total Activos Corrientes 204,3 462,5

Otros activos 12,7 24,3 Activos de exploración y evaluación 4 628,3 415,1 Propiedad, planta y equipo 5 1.020,5 1.000,8 Inversiones en oleoductos 328,3 318,8 Plusvalía mercantil 5,0 5,0

Total Activos No Corrientes 1.994,8 1.764,0 Total Activos $ 2.199,1 $ 2.226,5

PASIVO Y PATRIMONIO DE LOS ACCIONISTAS Pasivos Corrientes Acreedores comerciales y otras cuentas por pagar $ 230,8 $ 333,3 Impuestos sobre la renta por pagar - 55,4 Obligaciones convertibles del 2016 9 190,6 -

Total Pasivos Corrientes 421,4 388,7 Porción a largo plazo del impuesto al patrimonio 6,8 13,1 Bonos convertibles del 2017 9 316,5 454,6 Pasivos financieros derivados relacionados a los bonos convertibles 9 37,1 73,2 Otros pasivos 9 87,8 64,5 Pasivos de Impuestos Diferidos 252,4 187,5

Total Pasivos 1.122,0 1.181,6

Patrimonio de los Accionistas

Acciones Ordinarias 6,7 267,5 294,4 Reserva para la compensación basada en Acciones 46,2 38,3 Utilidades retenidas 763,4 712,2

Total Patrimonio de los Accionistas 1.077,1 1.044,9

Total Pasivos y Patrimonio de los Accionistas $ 2.199,1 $ 2.226,5

Compromisos y contingencias (Nota 13) Las notas de acompañamiento son una parte integral de estos estados financieros interinos consolidados.

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ESTADOS INTERINOS CONSOLIDADOS DE OPERACIONES Y RESULTADOS INTEGRALES (NO AUDITADOS) (Millones de dólares de Estados Unidos, excepto por los montos por acción)


septiembre, Nueve meses finalizados al 30

de septiembre,

Nota 2012 2011 2012 2011

Ventas de Petróleo $ 251,4 $ 363,0 $ 874,2 $ 1.090,7 Regalías (34,8) (39,4) (100,9) (126,2) Ganancia en contrato de manejo de riesgo 12 0,6 - 0,6 -

Ingresos 217,2 323,6 773,9 964,5

Costos de Operación Producción 45,6 58,5 133,7 131,4 Transporte 15,1 40,7 57,2 112,8 Agotamiento y depreciación 5 89,7 89,4 275,5 220,8 Generales y administrativos 8,8 7,8 25,4 26,3 Costos de Adquisición 0,1 1,7 0,1 2,1

Impuesto al patrimonio colombiano - - - 27,7 Compensación basada en acciones 7 3,5 4,1 11,6 15,1 Total Costos de Operación 162,8 202,2 503,5 536,2 Ingresos (Gastos) Financieros Costos de financiación 3 (39,5) (11,1) (93,8) (32,8) Ganancia pasivo financiero derivado 9 47,5 74,9 106,3 137,7 Ganancia (Perdida) cambiaria 1,4 11,1 (13,3) (2,4) Ingresos por intereses 0,4 0,6 3,4 1,8

Ingresos (Gastos) Financieros Netos 9,8 75,5 2,6 104,3

Utilidad antes de impuestos 64,2 196,9 273,0 532,6

Impuestos sobre la renta (recuperados) Corriente (11,7) 19,5 3,3 95.8 Diferido 18,4 43,7 65,8 50.6

Total Impuestos sobre la renta 6,7 63,2 69,1 146.4

Utilidad neta y utilidad integral total $ 57,5 $ 133,7 $ 203,9 $ 386.2

Utilidad neta por acción Básica 8 0,64 1,31 2,13 3.75 Diluida 8 0,18 0,55 1,52 2.22

Las notas de acompañamiento son una parte integral de estos estados financieros interinos consolidados.

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ESTADOS INTERINOS CONSOLIDADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO (NO AUDITADOS ) (Millones de dólares de Estados Unidos)



Nota 2012 2011 2012 2011

Acciones Ordinarias Balance al inicio del periodo $ 268,9 $ 304,8 $ 294,4 $ 301,9 Acciones recompradas y canceladas 7 (7,0) (8,7) (37,1) (9,9) Acciones emitidas por combinación de

negocio 6 5,0 - 5,0 - Ejercicio de opciones sobre acciones,

acciones ordinarias diferidas y acciones incentivo 7 0,6 1,6 5,2 5,7

Balance al final de periodo $ 267,5 $ 297,7 $ 267,5 $ 297,7

Compensación Basada en Acciones Balance al inicio del periodo $ 43,5 $ 30,8 $ 38,3 $ 21,3 Ejercicio de opciones sobre acciones,

acciones ordinarias diferidas y acciones incentivo 7 (0,5) (0,5) (2,9) (1,7)

Compensación basada en acciones no monetaria 7 3,2 3,9 10,8 14,6


Utilidades retenidas Balance al inicio del periodo $ 731,1 $ 598,0 $ 712,2 $ 383,4 Utilidad neta y utilidad integral 57,5 133,7 203,9 386,2 Dividendos 7 (11,2) (12,2) (34,7) (39,3) Acciones recompradas y canceladas (14,0) (75,6) (118,0) (86,4)


Total Patrimonio Balance al inicio del periodo $ 1.043,5 $ 933,6 $ 1.044,9 $ 706,6 Utilidad neta y utilidad integral 57,5 133,7 203,9 386,2 Dividendos 7 (11,2) (12,2) (34,7) (39,3) Acciones recompradas y canceladas (21,0) (84,3) (155,1) (96,3) Ejercicio de opciones sobre acciones,

acciones ordinarias diferidas y acciones incentivo 7 0,1 1,1 2,3 4,0

Acciones emitidas por combinación de negocio 6 5,0 - 5,0 -

Compensación basada en acciones no monetaria 7 3,2 3,9 10,8 14,6

Balance al final de periodo $ 1.077,1 $ 975,8 $ 1.077,1 $ 975,8

Las notas de acompañamiento son una parte integral de estos estados financieros interinos consolidados.

Petrominerales Ltd. Estados Financieros Interinos del Tercer Trimestre 31

ESTADOS INTERINOS CONSOLIDADOS DEL FLUJO DE EFECTIVO (NO AUDITADOS) (Millones de dólares de Estados Unidos)

Tres meses finalizados al 30

de septiembre, Nueve meses finalizados al 30

de septiembre,

Nota 2012 2011 2012 2011

Actividades operacionales Utilidad Neta del Periodo $ 57,5 $ 133,7 $ 203,9 $ 386,2 Ajustes por partidas no monetarias: Agotamiento y depreciación 5 89,7 89,4 275,5 220,8 Impuestos de renta diferidos 18,4 43,7 65,8 50,6 Acumulación de los bonos y ganancia por

cumplimiento 3,9 32,4 4,3 72,0 12,5

Compensación basada en acciones 7 3,5 4,1 11,4 15,1 Ganancia no realizada en pasivo financiero

derivado 9 (47,5) (74,9) (106,3) (137,7)

Amortización de otros activos y otras acumulaciones

3,10 2,6 2,1 8,4 6,5

Impuesto al patrimonio colombiano (0,3) (1,6) 1,9 27,8 Pagos del impuesto al patrimonio colombiano (4,4) (4,4) (8,9) (8,9) Costos de Emisión de los Bonos Convertibles 9 - - 1,7 - 151,9 196,4 525,4 572,9 Cambios en capital de trabajo no monetario 11 (9,3) - 28,3 (97,3) Gasto por impuesto sobre la renta corriente (11,7) 19,5 3,3 95,8 Impuestos sobre la renta pagados corrientes (5,4) (14,2) (72,5) (27,4) Gastos por intereses 3 4,8 3,6 12,0 10,8 Intereses pagados (3,5) (7,2) (12,9) (14,4) Flujo de efectivo proporcionado por actividades de operación

126,9 198,1 483,6 540,4

Actividades de financiación Dividendos pagados 7 (11,0) (13,4) (35,7) (40,6) Emisión de bonos convertibles – neto de costos 9 - - 391,7 - Emisión de acciones ordinarias - neto de costos de emisión

7 0,1 1,1 2,3 4,0

Costos de financiación - (0,1) - (0,9)

Recompra de acciones 7 (20,9) (84,3) (155,0) (96,3) Recompra de bonos convertibles 9 (67,1) - (342,7) - Flujo de Caja usado en actividades de financiación (98,9) (96,7) (139,4) (133,8)

Actividades de inversión Inversiones en propiedad, planta y equipo 5 (22,3) (102,7) (130,5) (274,7) Inversiones en activos de exploración y evaluación 4 (92,3) (107,7) (353,1) (260,0)

Inversiones en otros activos - - (3,7) (0,3)

Inversiones en oleoducto - (264,2) (9,4) (340,8)

Cambios en capital de trabajo no monetario 11 (40,2) 8,3 (109,1) 21,3 Flujo de Caja usado en actividades de inversión (154,8) (466,3) (605,8) (854,5)

Disminución en efectivo y equivalentes de efectivo

(126,8) (364,9) (261,6) (447,9)

Efectivo y equivalentes de efectivo, al inicio del periodo

160,6 640,3 295,4 723,3


Efectivo y equivalentes de efectivo, fin del periodo

$ 33,8 $ 275,4 $ 33,8 $ 275,4

Efectivo y equivalentes de efectivo consiste de: Efectivo $ 33,8 $ 62,7 $ 33,8 $ 62,7

Equivalentes de efectivo $ - $ 212,7 $ - $ 212,7 Las notas de acompañamiento son una parte integral de estos estados financieros interinos consolidados. NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSO LIDADOS INTERINOS Al 30 de septiembre de 2012 y 31 de diciembre de 2011, y los tres y nueve meses finalizados al 30 de septiembre de 2012 y 2011 (sin auditar, todos los montos se expresan en millones de dólares de los Estados Unidos, excepto las cantidades por acciones o según se indique). NOTA 1 – BASE DE PRESENTACIÓN Petrominerales Ltd. (“Petrominerales” o la “Compañía”) es una compañía internacional de petróleo y gas dedicada a la exploración, desarrollo y producción de petróleo crudo en Colombia y Perú. Petrominerales está registrada en Alberta, Canadá y es una compañía pública que cotiza en la Bolsa de Valores de Toronto y la Bolsa de Valores de Colombia. La oficina principal de la Compañía está situada en 1000, 333 – 7th Avenue S.W., Calgary, Alberta, Canada, T2P 2Z1. Estos Estados Financieros Consolidados Interinos para los tres y nueve meses finalizados al 30 de septiembre de 2012 han sido preparados de acuerdo al IAS 34 ‘Reportes Financieros Interinos’ (“IAS 34”) usando las políticas de contabilidad que son consistentes con las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”). Esta declaración no contiene toda la información pública requerida para los Estados Financieros Consolidados Anuales y se deben leer en conjunto con los Estados Financieros Consolidados para el año finalizado al 31 de diciembre de 2011. Estos estados financieros consolidados fueron autorizados por la Junta Directiva el 4 de noviembre de 2012. NOTA 2 –INFORMACIÓN SEGMENTADA Los segmentos reportables y geográficos son Colombia, Perú y otros. Otras actividades incluyen todo lo que está fuera de las actividades corporativas de Colombia y Perú. Las normas contables aplicadas a los segmentos son las mismas que las políticas contables de la casa matriz. Para los efectos de monitorear el desempeño de los segmentos y la asignación de recursos entre los segmentos, los Directivos de la Compañía monitorean los activos tangibles, intangibles y financieros imputables a cada segmento. Todos los activos se asignan a los segmentos reportables. Las siguientes tablas muestran información sobre los segmentos.

Tres meses finalizados al 30 de septiembre, 2012

Nueve meses finalizados al 30 de septiembre, 2011

Colombia Perú Otro Total Colombia Perú Otro Total

Ingresos 207,9 - 9,3 217,2 323,6 - - 323,6 Agotamiento y depreciación 89,7 - - 89,7 89,4 - - 89,4 Utilidad antes de los gastos financieros

47,8 (0,1) 6,7 54,4 153,0 - (31,6) 121,4

Utilidad (gastos) Netos Financieros (2,5) - 12,3 9,8 8,5 - 67,0 75,5

Utilidad (pérdida) antes de impuestos 45,3 (0,1) 19,0 64,2 161,5 - 35,4 196,9 Utilidad (gasto) de recuperación de impuestos

(4,7) (0,7) (1,3) (6,7) (63,2) - - (63,2)


Utilidad Neta 40,6 (0,8) 17,7 57,5 98,3 - 35,4 133,7 Inversiones en E&E y PP&E 81,6 33,0 - 114,6 199,6 10,8 - 210,4



Colombia Perú Otros Total Colombia Perú Otros Total

Ingresos 748,8 - 25,1 773,9 964,5 - - 964,5 Agotamiento y depreciación 275,5 - - 275,5 220,8 - - 220,8 Utilidad antes de los gastos financieros

255,0 (0,1) 15,5 270,4 449,1 - (20,8) 428,3

Utilidad (gastos) Netos Financieros

(25,3) (0,4) 28,3 2,6 (11,6) - 115,9 104,3

Utilidad (pérdida) antes de impuestos

229,7 (0,5) 43,8 273,0 437,5 - 95,1 532,6

Utilidad (gasto) de recuperación de impuestos

(67,0) - (2,1) (69,1) (146,4) - - (146,4)

Utilidad Neta 162,7 (0,5) 41,7 203,9 291,1 - 95,1 386,2 Inversiones en E&E y PP&E 392,3 91,3 - 483,6 517,3 17,4 - 534,7

Al 30 de septiembre, 2012 Al 31 de diciembre, 2011

Colombia Perú Otros Total Colombia Perú Otros Total

Total activos (1) 1.893,0 201,8 104,3 2.199,1 1.785,5 107,4 333,6 2.226,5 Total pasivos 860,9 183,1 78,0 1.122,0 633,7 26,8 521,1 1.181,6

(1) En el total activos de Perú $5,0 millones (2011 - $5,0 millones) corresponden a plusvalía mercantil.

NOTA 3 – COSTOS DE FINANCIACIÓN



Nota 2012 2011 2012 2011 Gastos por intereses en bonos convertibles 9 4,8 3,6 12,0 10,8 Acumulación de bonos convertibles 9 5,4 4,3 14,1 12,5 Acumulación acelerada en plazo opción put 9 19,0 - 19,00 - Acumulación del cumplimiento de los bonos

convertibles 9 10,7 - 55,5 -

Ganancia por cumplimiento en los bonos convertibles

9 (2,8) - (16,6) -

Total Gastos Bonos Convertibles 37,1 7,9 84,0 23,3 Standby y otros cargos bancarios 1,3 1,8 6,3 5,4 Acumulación en impuesto al patrimonio en Colombia

0,5 0,5 1,5 1,8

Acumulación del pasivo por desmantelamiento 10 0,2 0,3 0,6 1,0 Amortización de costos que financiamiento

diferidos 0,4 0,6 1,4 1,3

Costos de financiación 39,5 11,1 93,8 32,8 Consiste en: Costos financieros en efectivo 6,1 5,4 18,3 16,2 Costos financieros no monetarios 33,4 5,7 75,5 16,6


NOTA 4 – ACTIVOS DE EXPLORACIÓN Y EVALUACIÓN

Balance al 31 de diciembre de 2011 415,1 Adiciones 353,1

Adquisición de Veraz (Nota 6) 0,9

Adiciones a pasivo de desmantelamiento 7,7

Transferencia a propiedad, planta y equipo (148,5)

Balance al 30 de septiembre, 2012 628,3

Los activos de exploración y de evaluación son los proyectos de exploración y evaluación que están actualmente en proceso. Por los nueve meses finalizados al 30 de septiembre de 2012, $148,5 millones fueron transferidos a propiedades, planta y equipo (véase la Nota 5) como resultado de los pozos exitosos en el área de Llanos Profundos y Llanos Central. La Compañía no posee activos de exploración tangibles. NOTA 5 – PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO

Inventario

Activos Petroleros

Corporativos y otros

Total

Costos al 31 de diciembre de 2011 76,3 1.756,4 20,6 1.853,3 Adiciones/(transferencias) (16,8) 143,7 3,6 130,5 Adiciones a pasivo de desmantelamiento - 14,5 - 14,5 Transferencias de E&E - 148,5 - 148,5

Costos al 30 de septiembre, 2012 59,5 2.063,1 24,2 2.146,8 Depreciación acumulada y agotamiento - (841,0) (11,5) (852,5) Depreciación y agotamiento por el periodo(1)

- (270,4) (3,4) (273,8)

Valor en libros al 30 de septiembre, 2012 59,5 951,7 9,3 1.020,5 (1)

El costo de depreciación y agotamiento reconocidos en propiedad planta y equipo para los tres y nueve meses finalizados al 30 de septiembre de 2012 fueron $88,0 millones y $273,8 millones, respectivamente. Un adicional de $1,7 millones fueron reconocidos como inventarios para los tres y nueve meses finalizados al 30 de septiembre de 2012. De tal manera, que se reconocieron como agotamiento y depreciación en el Estado de Resultados Interinos de Operaciones $89,7 millones y $275,5 millones, respectivamente.

NOTA 6 – ADQUISICION CORPORATIVA El pasado 24 de Julio de 2012 Petrominerales adquirió el 100 por ciento de Veraz Petroleum Peru S.A.C. (“Veraz Perú”), una subsidiaria cien por ciento propiedad de Veraz Petroleum Inc. (“Veraz”) por un valor total de $5,0 millones, que fue cumplido con la emisión de 524.871 acciones ordinarias de Petrominerales ($9,53 por acción). La siguiente tabla resume la consideración agregada de la adquisición de Perú:

Al 24 de julio de 2012 Monto Capital de trabajo neto (excluyendo efectivo) 3,2 Activos de exploración y evaluación 0,9 Impuestos diferidos 0,9

Consideración total 5,0


NOTA 7 – CAPITAL ACCIONARIO Acciones ordinarias

Emitidas, en circulación y pagadas en su totalidad

Número de Acciones

Ordinarias

Efectivo

Registradas como

Utilidades Retenidas

Transferencia de la reserva del

pago por compensación de

acciones Acciones

Ordinarias

Balance al 31 de diciembre de 2011 99.375.340 294,4 Emitidas para la adquisición de la subsidiaria

de Veraz (Nota 6) 524.871 - - - 5,0

Recompra de acciones (12.377.000) (155,0) 118,0 - (37,1) Ejercicio de las opciones sobre acciones 402.556 2,3 - 0,6 2,9

Ejercicio de las acciones incentivo 82.615 - - 2,1 2,1 Ejercicio de las acciones ordinarias diferidas 11.196 - - 0,2 0,2

Balance al 30 de septiembre, 2012 88.019.578 (152,7) 118,0 2,9 267,5

Recompra de Acciones En los primeros nueve meses finalizados al 30 de septiembre de 2012 la Compañía recompró 12.377.000 acciones ordinarias a un precio promedio de $8,95 por un precio de compra total de $155,0 millones. El valor en libros de las acciones ordinarias recompradas era de $3,00 por acción por un valor en libros total de $37,1 millones, el cual fue registrado como capital accionario. El monto residual de $118,0 millones fue registrado directamente en utilidades retenidas. Todas las acciones ordinarias recompradas fueron canceladas. Planes de Compensación Basada en Acciones La Compañía ha establecido un plan de opción sobre acciones, acciones incentivo, acciones ordinarias diferidas (“DCS”) y plan de reconocimiento de derechos de acciones (“SAR”) para directores, funcionarios, empleados y consultores. El número de acciones ordinarias disponibles bajo el plan de opciones sobre acciones es del 7,5 por ciento de las acciones en circulación de la Compañía.

Opciones sobre Acciones Planes con un Precio de Ejercicio de

Cdn$0,05

Promedio

ponderado Acciones Liquidadas Liquidación en

Efectivo

#

Precio de Ejercicio

(Cdn$)

Acciones incentivo

(#) DCS (#) SAR(#)

Balance al 31 de diciembre de 2011 6.270.749 18,98 1.060.459 176.094 211.880 Otorgadas 1.215.932 16,37 170.171 37.339 467.375 Ejercidas (402.556) 5,69 (82.615) (11.196) (5.443) Pérdida de Derechos (1) (1.052.765) 28,07 (106.081) - (31.885)

Balance al 30 de septiembre de 2012 6.031.360 17,35 1.041.934 202.237 641.927

Promedio ponderados de la vida contractual remanente (años) 4,4 4,12 7,4 3,6 Balance ejercible al 30 de septiembre de 2012 2.008.847 13,93 268.800 49.403 9.523

(1) En marzo de 2012, la Compañía emitió 28.636 acciones incentivo y 120.764 derechos de apreciación de acciones a

inversionistas sin información privilegiada, y modificó el precio de ejercicio a Cdn$17,92 en 213.961 opciones sobre


acciones a inversionistas sin información privilegiada a cambio de la pérdida de derechos y cancelación de 669.284 opciones sobre acciones a inversionistas sin información privilegiada.

La siguiente tabla resume la información acerca de las opciones sobre acciones en circulación al 30 de septiembre de 2012:

Opciones sobre Acciones en Circulación

Opciones sobre Acciones

Ejercibles

Rango de precios

ejercibles

(Cdn.$)

Numero

Promedio

ponderado -

Vida contractual

restante

(Años)

Promedio

ponderado -

Precio de

Ejercicio

(Cdn.$)

Numero

Promedio

ponderado -

Precio de

Ejercicio

(Cdn.$)

3,75 – 7,86 1.211.753 2,71 6,07 750.846 5,24 7,87 – 13,77 1.168.781 3,77 11,61 460.431 11,60

13,78 – 18,74 1.639.216 4,39 17,38 268.000 16,77 18,75 – 27,72 653.395 3,36 24,15 156.590 23,58 27,73 – 36,95 1.358.215 4,30 29,06 372.980 28,19

6.031.360 3,80 17,35 2.008.847 13,93 Los gastos de compensación basada en acciones para los tres meses finalizados al 30 de septiembre de 2012 sumaron $3,5 millones, incluyendo $0,1 millones en relación con el cambio en el valor justo del pasivo derivado de las SAR´s y $0.2 millones de dividendos en efectivo pagados a acciones incentivo ejercidas, DCS´s y SAR´s. Los gastos de compensación basada en acciones para los nueve meses finalizados al 30 de septiembre de 2012 sumaron $11,6 millones, incluyendo $0,2 millones en relación con el gasto en efectivo de las SAR´s y $0,6 millones para el pago de dividendos en efectivo de las acciones incentivo ejercidas, DCS´s y SAR´s. Los valores justos de las opciones de acciones, de las acciones ordinarias diferidas, de las acciones de incentivo concedidas y de los SAR han sido estimados usando el modelo de precios de opciones Black-Scholes basado en lo siguiente:

Promedio Ponderado con Base en la

Fecha de Otorgamiento Al 30 de septiembre

de 2012

Opciones Acciones Incentivo DCS SARS

Precio de Mercado (Cdn$) 15,43 17,23 13,83 11,50 Volatilidad Esperada (Cdn$) 41,0% - - - Tasa de Interés Libre de Riesgo 1,5% 1,5% 1,6% 1,2% Tasa de Dividendo 3,3% 3,6% 3,6% 6,3% Expectativa de Vida (años) 4,4 4,1 7,4 3,6 Tasa de Pérdida de Derechos 5% 5% 5% 5%

Valor Justo (US$) 4,04 12,98 10,63 6,30

La volatilidad esperada fue determinada basado en las transacciones de mercado de las opciones para el período dentro de la vida esperada del instrumento de compensación basada en acciones. El valor justo se ajusta a la tasa esperada de pérdida de derechos.

NOTA 8 – GANANCIAS POR ACCIÓN

En la siguiente tabla se resume el promedio ponderado del número de acciones ordinarias utilizado en el cálculo de las ganancias básicas y diluidas por acción. La utilidad neta después de impuestos se utiliza para determinar las


ganancias por acción. El precio promedio de mercado de las acciones de la Compañía utilizado en el cálculo para los tres y nueve meses finalizados al 30 de septiembre de 2012 fue de Cdn.$ 8,97 (2011 – Cdn$27,37) y Cdn.$ 14,15 (2011 – Cdn.$ 32,66), respectivamente. Las opciones ordinarias antidilutivas excluidas para los tres y nueve meses finalizados al 30 de septiembre de 2012 fueron de 4.733.378 y 3.883.796, respectivamente (2011 – 410.770 y 89.880 respectivamente).

Tres meses finalizados al 30 de septiembre, 2012

Utilidad Neta y Ajustes

Promedio Ponderado de

Acciones y Ajustes

Por Acción

Básica 57,5 89.685.601 0,64 Efecto de las opciones sobre acciones, acciones incentivo y DCS’s

-

837.019 -

Obligaciones Convertibles Interés, Acumulación y Ganancia a su

Completamiento 6,8 29.769.510 (0,46) Ganancia en Pasivos Derivados (42,3)

Diluída 22,0 120.292.130 0,18


Utilidad Neta y Ajustes

Promedio Ponderado de

Acciones y Ajustes

Por Acción

Básica 203,9 95.633.411 2,13 Efecto de las opciones sobre acciones, acciones incentivo y DCS’s

-

1.447.121 (0,03)

Obligaciones Convertibles Interés, Acumulación y Ganancia a su

Completamiento 8,2 13.146.390 (0,58) Ganancia en Pasivos Derivados (44,2)

Diluída 167,9 110.226.922 1,52

NOTA 9 – OBLIGACIONES CONVERTIBLES

Obligaciones Convertibles 2017 El 12 de junio de 2012, Petrominerales emitió $400 millones en obligaciones convertibles que vencen el 12 de junio de 2017 y tienen un cupón anual de 3,25 por ciento. Las obligaciones son convertibles en acciones ordinarias de Petrominerales a un precio de conversión de US$17,5355 por acción, sujeto a un ajuste en los dividendos y a un único ajuste de reducción de máximo el 20 por ciento en el precio de conversión entre el 28 de noviembre de 2013 y el 11 de diciembre de 2013 más el 35 por ciento. En su vencimiento, Petrominerales tiene la opción de pagar las notas no convertidas entregando el efectivo equivalente al monto principal remanente, o la combinación de: 1) Un número de acciones ordinarias determinado por la división del monto principal remanente de las obligaciones entre el precio de conversión efectivo a su vencimiento, que será un precio de conversión entre $17,5355 y $14,0284 por acción; y 2) El monto en efectivo igual al monto principal los bonos (si hay) que excede el monto de las acciones ordinarias consideradas a pagar.


Obligaciones Convertibles 2016 El 25 de agosto de 2010, Petrominerales emitió $550 millones de las obligaciones convertibles que vencen el 25 de agosto de 2016 las cuales tienen una tasa de cupón anual de 2,625 por ciento. Las obligaciones son convertibles en acciones ordinarias de Petrominerales a un precio de conversión de US$32,6515 por acción, sujeto al ajuste por dividendos. A la fecha, la Compañía ha recomprado $348,3 millones de las obligaciones a 0,9907 del valor par, más el interés acumulado. Si las $201,7 millones son convertidas, la Compañía tiene la opción de entregar un total de 6.177.359 acciones ordinarias o entregar en efectivo el valor comercial de las 6.177.359 acciones ordinarias basadas en el promedio ponderado del precio por acción por los 20 días de cotización siguientes al aviso de la conversión. Además, los poseedores de las obligaciones tienen la opción, por una sola vez, de la venta anticipada por el 100 por ciento del valor nominal más los intereses acumulados el 25 de agosto de 2013. La opción put puede ser repagada en efectivo o en acciones ordinarias a discreción de la Compañía. Los poseedores de las obligaciones deben ejercer su opción dentro de un período de 30 días entre el 10 de junio y 10 de julio de 2013. Si la opción put no es ejercida, las obligaciones convertibles serán reclasificadas en el largo plazo. La siguiente tabla resume los pasivos y componente de pasivos derivados de los bonos convertibles:

Componentes de Posición Financiera Estado

Monto

Principal Pasivos

Pasivos Derivados

(1) Valor en

Libros

De Operaciones

Balance al 31 de diciembre de 2011 $ 550,0 $ 454,6 73,2 $ 527,8 Emisión de obligaciones convertibles del 2017 (1) 400,0 312,2 81,2 393,4 1,7 Recompra de las obligaciones convertibles del 2016 (2) (348,3) (348,3) (11,0) (359,3)

(16,6)

Acumulación acelerada en la recompra 55,5 - 55,5 55,5 Acumulación 33,1 - 33,1 33,1 Cambio en el valor justo del derivado - (106,3) (106,3) (106,3)

Balance al 30 de septiembre de 2012 $ 601,7 $ 507,1 $ 37,1 $ 544,2 $ (32,6)

Corriente - Obligaciones Convertibles 2016 201,7 190,6 - 190,6 Largo Plazo- Obligaciones Convertibles 2017 400,0 316,5 37,1 353,6 (1) En junio de 2012 la Compañía emitió $400 millones en bonos convertibles, según se describió anteriormente. El costo de la

transacción fue de $8,3 millones; $6,6 millones fueron alocados al pasivo y los $1,7 millones relacionados con el pasivo derivado fueros contabilizados.

(2) En el tercer trimestre de 2012 la Compañía recompró $69,4 millones de los bonos convertibles del 2016 al 0,9665 del valor par o el efectivo equivalente a $67,1 millones. Una ganancia de $2,8 millones fue reconocida por la recompra de los bonos ($69,9 millones del valor en libros menos el precio de recompra de $67,1 millones). Para los nueve meses finalizados al 30 de septiembre de 2012 la Compañía recompró $348,3 millones de los bonos convertibles del 2016 al 0,984 del valor par o el efectivo equivalente a $342,7 millones. Una ganancia de $16,6 millones fue reconocida por la recompra de los bonos ($359,3 millones del valor en libros menos el precio de recompra de $342,7 millones).

La porción del pasivo de los bonos convertibles se mide con el costo amortizado y está acumulando hasta el saldo del principal a su vencimiento mediante una tasa de interés efectiva. Para los bonos convertibles del 2016 la tasa de interés efectiva incrementó del 7,0 por ciento al 9,0 por ciento debido a una reducción en el plazo estimado de dos años de las obligaciones. Para los bonos del 2017 la tasa de interés efectiva fue del 8,7 por ciento. La acumulación y los intereses pagados se imputan a resultados como gasto financiero en el estado consolidado de las operaciones. El pasivo financiero derivado se mide con el valor justo a través de utilidad o pérdida, con los cambios del valor justo siendo registrados en los gastos financieros. El pasivo financiero derivado se mide en su valor justo como ganancia o pérdida con los cambios en el valor justo registrados como gastos financieros.


El valor justo del pasivo financiero derivado se determina usando un modelo binomial de valuación y se usaron los siguientes supuestos:

30 de septiembre, 2012 1ro de junio, 2012(1) 31 de diciembre, 2011

Obligación 2016 2017 2016 2017 2016

Precio de mercado Cdn$7,96 Cdn$7,96 Cdn$13,80 Cdn$13,36 Cdn$16,56 Precio de conversión $32,65 $14,40 $33,76 $18,00 $33,76 Volatilidad esperada 41,0% 41,0% 41,0% 41,0% 57,6% Tasa de interés libre de riesgo 0,172% 0,62% 0,73% 0,72% 0,89% Expectativa de vida (años) 0,9 4,7 4,2 5,0 4,7 Valor justo (US$/acción emitible) - 1,33 1,24 3,66 4,53 Acciones emitibles (# millones) 6,2 27,8 15,4 22,2 16,3

(1) La fecha de emisión de los bonos convertibles del 2017 y la recompra de los $250,0 millones de los bonos convertibles del 2016.

NOTA 10 – OTROS PASIVOS

Total

31 de diciembre, 2011 64,5 Obligaciones incurridas 11,3 Obligaciones cumplidas (3,9) Reversión del descuento 0,7 Cambio en estimaciones y tasa de descuento 15,2 31 de septiembre, 2012 87,8

Las obligaciones ambientales, por desmantelamiento y restauración totales fueron determinadas por la Gerencia con base en los costos estimados incurridos en el cumplimiento de obligaciones de impacto ambiental y la recuperación y abandono de pozos, locaciones de pozos y ciertas facilidades basadas en requisitos contractuales. Se han calculado las obligaciones por desmantelamiento usando una tasa de inflación de 3,1 por ciento en Colombia y 3,5 por ciento en Perú, y una tasa de descuento libre de riesgo de 1,15 por ciento anual. El promedio ponderado esperado para la fecha de pago de estas obligaciones es de 5 años en el futuro. Se espera que las obligaciones sean financiadas con los recursos internos de la Compañía disponibles en el momento de su cumplimiento. El monto total sin descontar de los flujos de efectivo, luego de considerar los efectivos inflacionarios, que son estimados necesarios para cancelar las obligaciones al 30 de septiembre de 2012 era de $91,0 millones (diciembre de 2011: $74,4 millones).


NOTA 11 – NOTAS AL ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO Efectos en el Flujo de Caja por los Cambios en el Capital de Trabajo no Monetario



2012 2011 2012 2011

Variación en: Clientes Comerciales y otras cuentas por cobrar (32,4) 12,7 17,8 (55,4) Deudores Comerciales y otras cuentas por pagar (20,1) (17,3) (102,5) (20,0) Gastos prepagados (8,5) - (10,9) - Inventario de petróleo crudo 2,7 12,2 3,5 5,3 Agotamiento relacionado al inventario de

petróleo (nota 5) (1,6) (4,8) (1,6) (2,9)

(59,9) 2,8 (93,7) (73,0) Adquisición de Veraz 3,2 - 3,2 - Reclasificación de otros activos 9,1 9,1 - Otros (1,9) 5,5 0,6 (3,0)

(49,5) 8,3 (80,8) (76,0)

Variaciones relacionadas con: Atribuible a las actividades de operación (9,3) - 28,3 (97,3) Atribuible a actividades de inversión (40,2) 8,3 (109,1) 21,3

NOTA 12 – INSTRUMENTOS FINANCIEROS Y DE MANEJO DE RIESGO FINANCIERO

La Compañía identifica y analiza los riesgos enfrentados por la Compañía y podrá utilizar instrumentos financieros para mitigar estos riesgos. El 14 de septiembre de 2012, la Compañía cerró un contrato collar sin costo por 750 bppd. Los detalles son los siguientes:

Plazo Volumen (bppd) Precio promedio ($/bbl) Benchmark

Octubre 2012 – Septiembre 2013 750 $100,00 piso / $120,00 tope US$ Brent

El valor justo de los contratos de manejo de riesgo de commodities al 30 de septiembre de 2012 fue un activo de $0,6 milllones.

NOTA 13 – COMPROMISOS Y CONTINGENCIAS

El siguiente es un resumen de los compromisos contractuales al 30 de septiembre de 2012:

Obligaciones de Compromiso y Deuda < 1 año 1-3 años En adelante Total

Deudores Comerciales y otras cuentas por pagar

230,8 - - 230,8

Obligaciones convertibles del 2016 - interés

5,3 - - 5,3

Obligaciones convertibles del 2016 - principal (1)

201,1 - - 201,1

Obligaciones convertibles del 2017 - interés

26,0 26,0 13,0 65,0

Obligaciones convertibles del 2017 - principal (2)

- - 400,0 400,0

Contratos de almacenamiento y transporte(3)

57,0 110,9 540,4 708,3


Contratos de exploración (4) 66,7 31,6 16,0 114,3 Otros pasivos 6,6 34,4 46,8 87,8 Porción a Largo Plazo del Impuesto sobre

el Patrimonio por Pagar - 6,8 - 6,8

Arrendamientos 3,2 4,4 4,8 12,4 Otros contratos 12,8 1,5 0,3 14,6

Total 609,5 215,6 1.021,3 1.846,4 (1)

Los tenedores de bonos tienen una única oportunidad de ejercer una opción put del prepago de los bonos al 100 por ciento de su valor par más los intereses acumulados el 25 de agosto de 2013. Los tenedores de bonos deben ejercer su opción put en un periodo de 30 días entre el 10 de junio y el 10 de julio de 2013. Como el bono está “out-of-the-money”, se ha asumido que la opción put será ejercida en la tabla superior. La Compañía tiene la opción de repagar estos bonos con efectivo o el equivalente en número de acciones ordinarias.

(2) Los bonos son convertibles en acciones ordinarias de Petrominerales a un precio de conversión de US$18,00 por acción, sujeto a los

ajustes por dividendos y a una única reducción en el precio de conversión de máximo 20 por ciento de la diferencia entre el precio de la acción de noviembre 28 de 2013 y diciembre 11 de 2013. Si se convierten, la Compañía entregará un total de 22.220.124 acciones ordinarias.

(3) Petrominerales se ha comprometido a entrar en un acuerdo de transporte ship-or-pay para su capacidad de 10.616 bppd y el costo

del contrato ship or-pay se describe en la tabla de arriba, como un contrato de transporte. La Compañía considera que puede cumplir con sus obligaciones de compromisos de transporte de nuestra producción y/o petróleo comprado.

(4) Conforme a los contratos de exploración, la Compañía tiene compromisos de trabajo por un total de $114,3 millones a ser terminados

durante los tres próximos años. Los compromisos de trabajo son curso normal de las actividades de exploración de negocios que incluyen los costos de propiedad, adquisición y procesamiento de datos sísmicos y perforación de pozos de exploración. La Compañía ha emitido cartas de crédito por $47,5 millones para garantizar las obligaciones de estos contratos de exploración.

Contingencias

En el curso normal de operaciones, Petrominerales tiene controversias con los participantes de la industria para las cuales la Compañía no puede determinar actualmente el resultado final. Petrominerales registra costos al momento en que se incurren o llegan a ser determinables. La Dirección considera que la resolución de estos asuntos no tendría un efecto material adverso sobre la posición financiera consolidada de la Compañía o resultados operacionales. Disputa de Participación por Precio Altos Petrominerales tiene actualmente un conflicto con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (“ANH”) relacionado con la interpretación del contrato de exploración del Bloque Corcel (“Contrato de Corcel”) celebrado entre Petrominerales y la ANH el 2 de junio de 2005. El Contrato de Corcel requiere un pago de participación por precios altos a ser pagado por Petrominerales a la ANH una vez que un área de explotación haya acumulado la producción de cinco millones o más de barriles de petróleo, determinado antes de la deducción de regalías. El pago de participación de precios altos es pagado al 30 por ciento del precio recibido sobre cierto umbral de precios, basados en la calidad del petróleo producido. La ANH ha dado su opinión de que las áreas de explotación bajo el contrato de Corcel se deben combinar para los propósitos de determinar cuando el pago de la participación a precios altos es pagadero. Dado que la producción combinada de todas las áreas de explotación de Corcel ha excedido los cinco millones de barriles de petróleo, la ANH afirma que Petrominerales requiere pagar la participación por precios altos con respecto a la producción del Bloque Corcel desde abril de 2009 en adelante. Petrominerales ha iniciado el procedimiento judicial de arbitraje conforme a lo dispuesto en el Contrato Corcel y esperamos la resolución de este proceso dentro de seis meses. Como parte del proceso de arbitraje, la ANH presentó su posición y una contrademanda en contra de Petrominerales reclamando el pago de participación por precios altos por $150,5 millones y de gastos de interés relacionados por $70 millones. Petrominerales está


en desacuerdo con la interpretación de la ANH e interpreta que el Contrato Corcel establece que el pago de participación por precios altos se requiere para cada área de explotación individual, y una vez cada área de explotación haya producido de manera acumulada cinco o más millones de barriles de petróleo. Petrominerales cree que la resolución de este conflicto estará a favor de la Compañía, y por consiguiente, no se ha hecho ninguna provisión adicional de regalías en estos estados financieros. Si la Compañía hubiera aplicado la interpretación de la ANH de participación de precios altos, la tasa de regalías del tercer trimestre de 2012 y lo corrido del año finalizados al 30 de septiembre de 2012 hubiera sido del 19 por ciento ambos.


INFORMACIÓN CORPORATIVA DIRECTORES John D. Wright (3) Calgary, Alberta, Canadá Presidente de la Junta Directiva y Asesor Estratégico Alastair Macdonald (1)(2)(4) Pembroke, Bermudas Enrique Umaña Valenzuela (1) (4) Bogotá D.C., Colombia Ernesto Sarpi (3) Nápoles, Italia Geir Ytreland (2)(3) Droebak, Noruega Kenneth R. McKinnon (1)(2) Calgary, Alberta, Canadá (1) Miembro del Comité de Auditoría (2) Miembro del Comité de Compensación (3) Miembro del Comité de Reservas (4) Miembro del Comité de Nominación (5) VP de la Junta Directiva y Director Independiente EJECUTIVOS Corey C. Ruttan Presidente y Chief Executive Officer Andrea Hatzinikolas Secretaria Corporativa y Abogada General Erik Lyngberg Vicepresidente Senior de Exploración Jaime Valenzuela Vicepresidente de Manejo de Proyectos y Planeación y Director de Operaciones Jeff Chant Vicepresidente de Desempeño Organizacional y Recursos Humanos John (Jack) F. Scott Chief Operating Officer Kelly D. Sledz Chief Financial Officer Maria Mercedes Palacio Pombo Vicepresidente de Asuntos Corporativos Ruben Cano Vicepresidente de Servicios y Logística Tannya E. Morales-Kozy Vicepresidente Financiera

OFICINAS Calgary, Canadá 1000, 333-7th Avenue SW Calgary , Alberta, Canada, T2P 2Z1 TEL: +403 705 8850 Bogotá, Colombia Calle 116 No. 7-15 Interior 2 Torre Cusezar, Piso 6 Bogotá D.C., Colombia TEL: +57 1 629 2701 Lima, Perú Av. Víctor Andrés Belaúnde 147 Centro Empresarial Real Vía Principal 123, Edificio Real Uno, Officina 801 San Isidro, Lima, Peru TEL: +51 1 627 3300 PAGINA WEB: www.petrominerales.com CORREO ELECTRONICO: [email protected] AGENTES DE REGISTRO Y TRANSFERENCIA Computershare Trust Company of Canada Calgary, Alberta, CanadÁ BOLSAS DE VALORES Bolsa de Valores de Toronto SÍMBOLO: PMG Bolsa de Valores de Colombia (BVC) SÍMBOLO: PMGC REGISTRO DE DOCUMENTACIÓN www.sedar.com www.superfinanciera.gov.co

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Pmg q3 2012 final español