CPI Petrominerales 2012

7/21/2019 CPI Petrominerales 2012

http://slidepdf.com/reader/full/cpi-petrominerales-2012 1/85

PETROMINERALES LTD.

FORMULARIO DE INFORMACION ANUALPARA EL AÑO FINALIZADO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2012

MARZO 28, 2013



TABLA DE CONTENIDO

ABREVIACIONES Y DEFINICIONES ...................................................................................................... 1

INFORMACION .......................................................................................................................................... 5

DECLARACIONES A FUTURO ................................................................................................................ 5

INTRODUCCION ........................................................................................................................................ 7

ESTRUCTURA CORPORATIVA ............................................................................................................... 7

DESARROLLO GENERAL DEL NEGOCIO ............................................................................................. 9

Año finalizado el 31 de Diciembre de 2010 ............................................................................................. 9

Año Finalizado el 31 de Diciembre de 2011 .......................................................................................... 11 Año Finalizado el 31 de Diciembre de 2012 .......................................................................................... 11

DESCRIPCION DEL NEGOCIO ............................................................................................................... 12

Estrategia ................................................................................................................................................ 12

Producción .............................................................................................................................................. 13 Reservas .................................................................................................................................................. 13 Áreas y Resumen de Bloques ................................................................................................................. 14

CONDICIONES DE INDUSTRIA ............................................................................................................. 15

Colombia ................................................................................................................................................ 15 Colombia - Impuestos ............................................................................................................................. 20

Perú ......................................................................................................................................................... 20

Regalías de Perú ..................................................................................................................................... 22 Perú - Impuestos ..................................................................................................................................... 23 Brasil ...................................................................................................................................................... 23

Brasil - Regalías ..................................................................................................................................... 25 PROPIEDADES PRINCIPALES ............................................................................................................... 26

Colombia ................................................................................................................................................ 26 Perú ......................................................................................................................................................... 34

Brasil ...................................................................................................................................................... 36

GENERAL .................................................................................................................................................. 36

Seguros ................................................................................................................................................... 36 Empleados .............................................................................................................................................. 36

Habilidades Especializadas y Conocimiento .......................................................................................... 37

Comercialización de Crudo .................................................................................................................... 37

Marco Regulatorio .................................................................................................................................. 39

INFORMACIÓN DE RESERVAS DE PETROLEO Y GAS .................................................................... 41

Revelación de Información de Reservas ................................................................................................ 41

Clasificación de las Reservas ................................................................................................................. 42 Notas a las Tablas de Datos de Reserva ................................................................................................. 42 Reservas No Desarrolladas ..................................................................................................................... 48

Pozos Petroleros ..................................................................................................................................... 50

Tenencia de Tierras ................................................................................................................................ 50

Contratos Forward y Compromisos Futuros .......................................................................................... 50 Costos de Abandono y Recuperación ..................................................................................................... 51

Horizonte Fiscal ...................................................................................................................................... 51

Inversión de Capital ................................................................................................................................ 52 Exploración y Desarrollo ........................................................................................................................ 52 Producción Histórica .............................................................................................................................. 52

Producción y Volúmenes de Venta del 2012 .......................................................................................... 53 FACTORES DE RIESGO .......................................................................................................................... 54

Fluctuaciones en los Precios de los Commodities .................................................................................. 54 Naturaleza de la Actividad Petrolera y Reemplazo de Reservas ............................................................ 54 Competencia ........................................................................................................................................... 55 Capacidad para Producir y Comercializar Crudo ................................................................................... 55



ii

Inestabilidad Social e Interrupciones Laborales ..................................................................................... 56

Disponibilidad de Equipo y Restricciones de Acceso ............................................................................ 56 Operaciones ............................................................................................................................................ 56 Reservas y Producción de Petróleo pueden variar significativamente respecto del Reporte de Reservas57 Dependencia de operadores terceros y del personal clave ...................................................................... 58 Políticos y Regulatorios .......................................................................................................................... 58

Condiciones Económicas Globales ........................................................................................................ 58

Ambiental ............................................................................................................................................... 59

Recursos Financieros .............................................................................................................................. 59 Operaciones Internacionales ................................................................................................................... 60

Seguridad ................................................................................................................................................ 60

Asuntos Fiscales y Cambiarios ............................................................................................................... 60

Sistemas Legales .................................................................................................................................... 61

Variabilidad de los Dividendos .............................................................................................................. 61

Costos de nuevas Tecnologías ................................................................................................................ 62

Conflictos de Interés ............................................................................................................................... 62

Cambio Climático ................................................................................................................................... 62 POLÍTICA DE DIVIDENDOS .................................................................................................................. 62

ESTRUCTURA DE CAPITAL .................................................................................................................. 63

Acciones Ordinarias ............................................................................................................................... 63

Bonos Convertibles ................................................................................................................................ 63

Deuda Bancaria ...................................................................................................................................... 63 PLAN DE DERECHOS DE LOS ACCIONISTAS.................................................................................... 64

MERCADO DE VALORES ....................................................................................................................... 65 EJECUTIVOS, EMPLEADOS CLAVE Y DIRECTORES ....................................................................... 66

Ejecutivos y Empleados Clave ............................................................................................................... 66

Directores ............................................................................................................................................... 67 COMITE DE AUDITORÍA ........................................................................................................................ 69

Composición del Comité de Auditoría ................................................................................................... 69

Estatutos del Comité de Auditoría .......................................................................................................... 69

Educación y Experiencia Relevante de los Miembros del Comité Auditor ........................................... 69 Supervisión del Comité de Auditoría ..................................................................................................... 70

Políticas y Procedimientos de Pre-aprobación ....................................................................................... 70 Honorarios de Auditores Externos ......................................................................................................... 70

SUSPENSIÓN DE OPERACIONES COMERCIALES, BANCARROTA, PENALIDADES OSANCIONES .............................................................................................................................................. 71

PRINCIPALES ACCIONISTAS ................................................................................................................ 72 PROCEDIMIENTOS LEGALES ............................................................................................................... 72 INTERESES DE LA GERENCIA Y OTROS EN TRANSACCIONES MATERIALES ......................... 73 AUDITORES, AGENTES DE TRANSFERENCIA Y REGISTRADOR ................................................. 73 INTERESES DE EXPERTOS .................................................................................................................... 74

CONTRATOS MATERIALES .................................................................................................................. 74

INFORMACION ADICIONAL ................................................................................................................. 74

APÉNDICE “A” ....................................................................................................................................... A-1APÉNDICE “B”........................................................................................................................................ B-1APÉNDICE “C”........................................................................................................................................ C-1



1

ABREVIACIONES Y DEFINICIONES

“1567725” significa 1567725 Alberta Ltd., una compañía incorporada conforme al ABCA y r enombrada“Petrominerales Ltd.” efectivo Enero 1, 2010 en la finalización de la reorganización de Petrobank;

“Ronda 2010” significa la oferta de adjudicación de bloques de Colombia del 2010;

“Ronda 2012” significa la oferta de adjudicación de bloques de Colombia del 2012;“Bonos Convertibles 2010” se refiere a los Bonos Convertibles en acciones sin garantía con cupón de3.375% que expiraron el 6 de Diciembre de 2010;

“Bonos Convertibles 2016” se refiere a los Bonos Convertibles en acciones sin garantía con cupón de2.625% que expiran el 25 de Agosto de 2016;

“Bonos Convertibles 2017” se refiere a los Bonos Convertibles en acciones sin garantía con cupón de3.25% que expiran el 12 de Junio de 2017;

“ABCA” corresponde al Business Corporations Act (Alberta). Ley de sociedades comerciales de laProvincia de Alberta, Canadá;

“Acciones de Petrominerales” o “Acciones” se refiere a las acciones ordinarias del patrimonio de laCompañía;

“Acuerdo de Intercambio de Acciones” se refiere al acuerdo de cambio de acciones con fecha 9 deJunio de 2006 entre PetroInternational y Petrominerales;

“Acuerdo de Licencia de Tecnología” se refiere el acuerdo de licencia de tecnología con fecha 1ro deAbril de 2010 entre Archon Technologies Ltd. y Petrominerales con respecto al uso de la tecnologíaTHAI® en proyectos de crudo pesado en Colombia;

“Alvopetro” se refiere a Alvopetro Oil and Gas Investments Inc., una empresa incorporada bajo el

ABCA, de las cuales el 75% de las acciones fueron adquiridas por la Compañía el 10 de diciembre de2012;

“Alvopetro S.A.” se refiere a Alvopetro S.A. Extração de Petróleo Gás Natural, empresa conformada bajo las leyes de Brasil y que es subsidiaria indirecta 100 por ciento de Alvopetro;

“ANH” es la Agencia Nacional de Hidrocarburos, la entidad gubernamental en la República deColombia;

“ANP” es la Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, entidad brasilera de Petróleo,Gas y Biocombustibles del Gobierno de Brasil;

“API” significa el grado de gravedad que provee una medida relacionada con la densidad del crudo;

“Archon” se refiere a Archon Technologies Ltd., una subsidiaria indirecta 100 por ciento de Petrobank;

“Base Productiva” significa, con respecto al IPC de Orito y Neiva, una curva de declinación establecidacorrespondiente a la producción histórica original del Campo;

“BVC” se refiere a la Bolsa de Valores de Colombia;



2

“Bruto” se refiere: (a) en relación a la participación de la Compañía en producción y reservas, sus“Reservas Brutas de la Compañía”, las cuales representan la participación de la Compañía (comooperador o no operador) de las reservas brutas antes de la deducción de regalías y sin incluir ninguna participación en regalías de la Compañía; (b) en relación a los pozos, el número total de pozos en el que laCompañía tiene participación, y (c) en relación con las propiedades, el área total de las propiedades en elque la Compañía tiene participación;

“Casimena” se refiere a los 57.166 acres del Bloque en la Cuenca de los Llanos sujeto a un contrato deexploración entre la Compañía y la ANH;

“Castor” se refiere a los 55.243 acres del Bloque en la Cuenca de los Llanos sujeto a un contrato deexploración entre la Compañía y la ANH;

“CEPSA” se refiere la compañía Española de Petróleos S.A.U.;

“CNPE” se refiere al Conselho Nacional de Política Energética, ó Consejo Nacional de PolíticaEnergética, una agencia del Gobierno de Brasil;

“CPI” se refiere el contrato de producción incremental en el que la Compañía está asociada conEcopetrol;

“Compañía” o “Petrominerales” se refiere a “Petrominerales Ltd.” y (a) cualquier momento previo a lareorganización de Petrobank, se refiere a la creación de la Compañía de acuerdo a las leyes de Bahamas,continuada bajo las leyes de Bermuda el 12 de Noviembre de 2010 y renombrada “Petrominera lesBermuda Ltd.” El 4 de Enero de 2011 seguida de la finalización de la reorganización de Petrobank; (b) encualquier momento después de la reorganización de Petrobank, se refiere a la Compañía creada bajo lasleyes de Alberta, Canadá de acuerdo a 1567725 Alberta Ltd. y renombrada “Petrominerales Ltd.” Una vezcompletada la reorganización de Petrobank; y (c) incluye, excepto en donde el texto requiera lo contrario,las subsidiarias directa o indirectamente controladas;

“Contrato de Concesión” se refiere a los contratos de exploración y producción en Brasil establecidos por la ANP;

“Contrato Licencia” se refiere al contrato de exploración y producción en Perú establecido por PeruPetroS.A.;

“Contrato de Campo Maduro” se refiere al contrato de producción en Brasil establecido por la ANP;

“Contratista” se refiere a compañías petroleras no gubernamentales o controladas por el estado en uncontrato de exploración o licencia, quien es también el operador de tal contrato.

“Corcel” se refiere a los 44.759 acres del Bloque en la Cuenca de los Llanos en Colombia bajo uncontrato de exploración entre la Compañía y la ANH;

“D&M” se refiere a DeGolyer and MacNaughton, ingenieros independientes de reservas de petróleo ygas, de Dallas, Texas, EEUU;

“Contrato de Exploración” se refiere a un contrato de exploración y producción en Colombiaestablecido por la ANH;

“Ecopetrol” se refiere a la Empresa Colombiana de Petróleos, la empresa petrolera estatal de Colombia;



3

“Factor R ” se refiere al cálculo de la proporción de ingresos acumulados a costos acumulados para propósitos de asignar la producción bajo los CPI de Neiva y Orito;

“Fortress” se refiere a Fortress Energy Inc.;

“Guatiquía” se refiere a los 26.349 acres del Bloque en la Cuenca de los Llanos de Colombia bajo elcontrato de exploración entre la Compañía y la ANH;

“Informe de D&M” se refiere a la evaluación independiente de ingeniería de las reservas de la Compañía preparada por D&M con fecha 15 de Febrero de 2013, efectiva al 31 de Diciembre de 2012;

“Joropo” se refiere a los 72.257 acres del Bloque en la Cuenca de los Llanos de Colombia bajo elcontrato de exploración entre la Compañía y la ANH;

“Junta Directiva” se refiere a la Junta Directiva de la Compañía;

“Manual COGE” se refiere al manual de Petróleo y Gas Canadiense preparado en conjunto con laSociedad de Ingenieros Evaluadores (Capitulo Calgary) y el Instituto Canadiense de Minas Metalurgia yPetróleo;

“Neiva” se refiere a los 2.395 acres del campo petrolero en la Cuenca del Alto Magdalena en Colombia bajo un contrato de CPI entre la Compañía y Ecopetrol;

“neto” se refiere: (a) en relación con la participación de la Compañía en la producción y reservas, las“Reservas netas de la Compañía”, las cuales representan la participación de la Compañía en la ReservasBrutas después de deducir regalías; (b) en relación con los pozos, el número de pozos obtenidos medianteadicionar la participación de la Compañía actual en cada uno de los pozos brutos, y (c) en relación con la participación de la Compañía en una propiedad, el área total en la cual la Compañía tiene una participación multiplicada por la participación de la Compañía;

“NIIF” se refiere las Normas Internacionales de Información Financiera;

“NI 51-101” se refiere al “Instrumento Nacional 51-101” - Norma de Revelaciones para operaciones de Petróleo y Gas de los Administradores de Títulos Valores Canadienses;

“OBC” se refiere al Oleoducto Bicentenario de Colombia, una corporación colombiana;

“Oleoducto OBC” se refiere al Oleoducto Bicentenario de Colombia, un proyecto a ser construido en laCuenca de los Llanos en Colombia;

“Oleoducto Ocensa” se refiere al oleoducto colombiano de petróleo operado por el Oleoducto CentralS.A, tal y como se describe más adelante;

“Orito” se refiere a los 42.492 acres del campo petrolero en la Cuenca del Putumayo al suroccidente de

Colombia de acuerdo al CPI entre la Compañía y Ecopetrol;

“participación de las ganancias netas o NPI” se refiere el porcentaje de las ganancias netas, calculadasen forma mensual, pagables a terceras partes tenedoras de derechos en los Bloques Corcel;

“PanAndean” se refiere a PanAndean Resources Plc, una compañía creada bajo la norma “Act 2006” delReino Unido. Todas las acciones fueron adquiridas por Petrominerales el 14 de Abril 2011, la cual fuerenombrada “PanAndean Resources Ltd.”;



4

“PBL” se refiere a Petrominerales Bermuda Ltd., una compañía sujeta a las leyes de Bermuda previamente nombrada “Petrominerales Ltd.” que se convirtió en una subsidiaria indirectamente propiedad de la Compañía luego de la reorganización de Petrobank;

“PCL” se refiere a Petrominerales Colombia Ltd., una compañía sujeta a las leyes de Bermuda y unasubsidiaria indirecta de la Compañía;

“PeruPetro” se refiere PeruPetro S.A., es la Agencia Nacional de Hidrocarburos en Perú, una compañía privada propiedad del Estado, responsable de incentivar, negociar, adjudicar y monitorear los contratos deexploración y explotación de hidrocarburos en Perú;

“Petro International” se refiere a Petro International Ltd., una subsidiaria 100 por ciento de la Compañíaluego de completar la reorganización de Petrobank;

“Petrobank ” se refiere a Petrobank Energy and Resources Ltd., el accionista mayoritario indirecto dePetrominerales hasta cuando se completó la reorganización de Petrobank;

“Plan de Derechos” se refiere al acuerdo del plan de derechos de los accionistas entre la Compañía yComputershare Trust Company de Canadá como se describe bajo el encabezado “ Plan de Derechos de los

Accionistas”.

“Reorganizacion de Petrobank ” se refiere a la serie de transacciones finalizadas el 31 de Diciembre de2010 por las cuales, entre otras cosas, Petrobank efectivamente distribuyó su participación del 65% dePetrominerales directamente entre los accionistas de Petrobank;

“Rio Ariari” se refiere a los 514.426 acres del Bloque en la Cuenca de los Llanos en Colombia bajo uncontrato de exploración entre la Compañía y la ANH;

“THAI®” se refiere a la patente de Archon en cuanto a la técnica de recuperación de crudos pesados coninyección de Aire de la Punta al Talón in situ (Toe-to Heal-Air-Injection), la cual combina un pozovertical de inyección de aire con un pozo de producción horizontal;

“Transacciones de la Reorganización” se refiere a las transacciones de intercambio de accionescontemplada por el acuerdo de intercambio de acciones finalizado el 9 de Junio de 2006, por el cual laCompañía adquirió todas las acciones en circulación de PCL;

“TSX” se refiere la Bolsa de Valores de Toronto;

“Veraz” se refiere Veraz Petroleum Ltd.; y

“WTI” se refiere a la referencia de crudo: “West Texas Intermediate”.

En este Formulario de Información Anual, las abreviaciones que se muestran abajo tienen los siguientessignificados:

bbl/d Barriles de Crudo por día Mbbl Miles de barrilesbbl(s) Barril (es) MMbbl Millones de barrilesCdn$ Dólares Canadienses M$ Miles de dólares de los Estados Unidoskm Kilómetros MM$ Millones de dólares de los Estados Unidoskm2 Kilómetros Cuadrados $ Dólares de los Estados UnidosGNL Gas Natural Líquido



5

La siguiente tabla muestra ciertas conversiones estándar entre las unidades Imperiales Estándar y elSistema de Unidades Internacional (o unidades métricas).

Convertir de A Multiplicado por

Bbls Metros cúbicos 0,159Metros cúbicos bbls 6,293Pies Metros 0,305

Metros Pies 3,281Millas kilómetros 1,609Kilómetros Millas 0,621Acres hectáreas 0,405Hectáreas acres 2,471

Algunos otros términos técnicos usados en este Formulario de Información Anual pero no definidos enforma diferente están definidos en el NI 51-101 y, a menos que el contexto lo requiera de otra forma, debetener el mismo significado tanto acá como en el NI 51-101. Ver la nota que se encuentra bajo el título“ Información de Reservas de Petróleo y Gas” de este Formulario de Información Anual.

A menos que se indique lo contrario, los volúmenes revelados en este documento del promedio de producción diaria de la Compañía están basados en la participación de la producción de la Compañíaantes de deducir las regalías pagadas.

Los estimados de reservas e ingreso neto futuro para las propiedades individuales pueden no reflejar elmismo nivel de confianza como los estimados de reservas e ingresos netos futuros de todas las propiedades, debido a los efectos de agregación.

Excepto que se indique lo contrario, todos los montos en dólares en este Formulario de InformaciónAnual son expresados en dólares de los Estados Unidos y las referencias $ son dólares de losEstados Unidos.

INFORMACION

La información en este Formulario de Información Anual está con corte al 31 de Diciembre de 2012, amenos que se indique lo contrario. Para la explicación de los términos y expresiones utilizados y deciertos términos y definiciones, por favor refiérase a la sección de “ Abreviaciones y Definiciones” alinicio de este Formulario de Información Anual.

DECLARACIONES A FUTURO

Ciertas afirmaciones contenidas en este Formulario de Información Anual constituyen declaraciones afuturo. El uso de afirmaciones que expresen, o involucren discusiones como expectativas, creencias, planes, objetivos, suposiciones, eventos futuros o desempeño, no son hechos históricos y pueden serdeclaraciones a futuro y pueden involucrar estimados, suposiciones e incertidumbres las cuales puedencausar que resultados actuales difieran materialmente de aquellos expresados en las declaraciones afuturo. La Compañía considera que las expectativas reflejadas en esas declaraciones a futuro sonrazonables, pero no se puede dar garantía de que estas expectativas sean correctas. Como tal, cualquierdeclaración a futuro es calificado en su totalidad como referencia, y es acompañado por los factoresdiscutidos durante este Formulario de Información Anual. No se debe depender de tales declaraciones afuturo incluidas en este Formulario de Información Anual.



6

En particular, este Formulario de Información Anual puede contener declaraciones a futurocorrespondientes a:

características de desempeño de las propiedades de la Compañía;

niveles de producción presupuestados;

el tamaño de las reservas de petróleo;

proyecciones de los precios y costos de mercado;

oferta y demanda de crudo;

expectativas con respecto a la habilidad de adicionar reservas continuamente mediante exploración,desarrollo y adquisiciones;

tratamiento bajo los regímenes de regulación gubernamental y leyes de impuestos; y

programas de gastos de capital y de completamiento de ciertos proyectos.

Con respecto a las declaraciones a futuro contenidas en este Formulario de Información Anual, laCompañía ha hecho las siguientes suposiciones:

niveles de producción de petróleo;

precios de commodities;

condiciones económicas y financieras generales de mercado;

disponibilidad de mano de obra y equipo de perforación;

disponibilidad de infraestructura para procesar agua y vender el crudo producido;

tiempos y montos de inversiones de capital;

costos de operación;

regulación del Gobierno en las áreas de impuestos, tasas de regalías y protección del medio ambiente;y

expectativas y suposiciones con respecto a la obtención de las aprobaciones regulatorias necesarias.

Los resultados reales pueden diferir materialmente de aquellos anticipados en estas declaraciones a futurocomo resultado de los factores de riesgo detallados más adelante y en cualquier otra parte de esteFormulario de Información Anual:

volatilidad de los precios de crudo en el mercado;

fluctuaciones de tasas de cambio en moneda extranjera;

riesgos inherentes a las operaciones de petróleo en Colombia y Perú;

riesgos de exploración y éxito en futuras perforaciones;

incertidumbre asociada con la estimación de reservas de crudo;

competencia por, además de otras cosas, capital, adquisición de reservas y tierras, equipo y personal,y transporte e infraestructura;

problemas de procesamiento, geológicos, técnicos y de perforación;

cambios en la legislación, incluyendo cambios en leyes ambientales y de impuestos, programas deincentivos de regalías gubernamentales relacionadas a la industria del petróleo y gas; y

otros factores discutidos en la sección de “ Factores de Riesgo”.

Las declaraciones relacionadas con “reservas” o “recursos” están consideradas como declaraciones a

futuro, ya que ellas involucran la evaluación implicada con base en ciertos estimados y suposiciones, quelos recursos y reservas descritos puedan ser rentables en el futuro.

Los lectores son advertidos de que la anterior lista de factores no es exhaustiva. Las declaraciones a futurocontenidas en este Formulario de Información Anual quedan sujetas por esta declaración de informacióncontenida. Adicionalmente, cualquier declaración a futuro es hecha solo con corte a cierta fecha, y laCompañía no tiene ninguna obligación de actualizar ninguna declaración a futuro para reflejar eventos ocircunstancias después de la fecha en la que tales declaraciones fueron hechas o para reflejar la ocurrencia



7

de eventos no anticipados, excepto cuando pueda ser requerido por leyes de la Bolsa de Valores. Nuevosfactores emergen de vez en cuando, y no es posible para la Gerencia de la Compañía predecir todos estosfactores y evaluar en avanzado el impacto de cada uno de estos sobre el negocio de la Compañía o elalcance por el que cualquier factor, o combinación de factores, puede causar que resultados reales difieranmaterialmente de los contenidos en cualquier declaración a futuro.

INTRODUCCION

Petrominerales es una compañía de exploración y producción que opera en Colombia, Perú y Brasil.Hace nueve años, el Gobierno Colombiano introdujo un nuevo y competitivo régimen de contrataciónfiscal y de tierras. Bajo el nuevo régimen, le fueron otorgados a Petrominerales bloques de exploración yla Compañía es ahora uno de los tenedores de tierras más grandes del país con 14 bloques exploratoriosdistribuidos en tres cuencas de hidrocarburos. Petrominerales fue una de las primeras compañíasexploratorias en el país en usar sísmica 3D como herramienta primaria de exploración y en el 2007 perforamos un gran descubrimiento en nuestro Bloque Corcel. Con el rápido desarrollo de Corcel yéxitos adicionales de exploración en otros bloques como Guatiquía, Petrominerales se convirtió en el másgrande productor en contratos de exploración en Colombia bajo el nuevo régimen de contratación fiscal yde tierras. Corcel y Guatiquía son solamente dos de varias opciones de exploración de la Compañía en lasaltamente inexploradas cuencas de Colombia. La Compañía adquirió su primer contrato en Perú en el

2008 y en el 2010 extendió su presencia en Perú con la adquisición de cuatro contratos de exploración y producción a través de la adquisición de PanAndean. En Diciembre de 2012, Petrominerales expandió susoperaciones hacia Brasil con la adquisición del 75 por ciento de interés en Alvopetro, una corporaciónque indirectamente tiene tres campos maduros y siete bloques de exploración en la Cuenca de Reconcavo,tierra firme en Brasil. Ver “ Desarrollo General del Negocio”.

ESTRUCTURA CORPORATIVA

Petrominerales Colombia Ltd. (“PCL”), a través de sus compañías predecesoras, fue originalmenteincorporada en 1996 bajo las (leyes de Bermudas)” o Norma de Negocios Internacionales del 2000(Bermudas) para desarrollar actividades de exploración y desarrollo en Colombia. PCL es la principalsubsidiaria de operación de la Compañía y ha sido la sucursal de operación en Colombia desde 1996. Ver“ Desarrollo General del Negocio”.

En Mayo del 2002, Petrobank, a través de su sucursal Petro International, adquirió todas las accionesemitidas y en circulación de PCL.

El 20 de Abril de 2006, Petrominerales Ltd. fue incorporada bajo el International Business Companies Act , 2000 (Bahamas).

El 29 de Junio de 2006, la Compañía, Petro International y PCL completaron las transacciones de laReorganización, siendo completada la transacción del intercambio de acciones contemplado por elAcuerdo de Intercambio de acciones, por el que Petrominerales adquirió todas las acciones de PCL ycomenzó a comerciar en el TSX bajo el símbolo „PMG‟.

El 31 de Diciembre de 2010, la Compañía finalizó la Reorganización (la “Reorganización de PetroBank”) por la cual la jurisdicción legal de la casa matriz del grupo cambió de Bahamas a Alberta, Canadá.Adicionalmente, el 31 de Diciembre de 2010, el principal accionista de la Compañía, Petrobank,distribuyó su participación del 65 por ciento en Petrominerales entre sus accionistas.

El domicilio de la Compañía se encuentra en 3300, 421-7th Avenue S.W., Calgary, Alberta, T2P 4K9. Lacasa matriz de la Compañía en Canadá se encuentra en 1000, 333 – 7th Avenue S.W., Calgary, Alberta,T2P 2Z7. En Colombia, las oficinas se encuentran en la Calle 116 No. 7-15 Edificio Torre Cusezar Piso6, Bogotá. En Perú, las oficinas se encuentran en la Av.Victor Andrés Belaúnde 147, Centro Empresarial



8

Real, Via Principal 123, Edificio Real Uno, Oficina 801 San Isidro, Lima. La Compañía es un emisor quereporta en todas las providencias de Canadá y está listada en la Bolsa de Valores de Toronto y en la Bolsade Valores de Colombia. En Brasil, Alvopetro, una subsidiaria de Alvopetro tiene una oficina localizadaen Rua Major Lopes 800 – 3 andar, São Pedro – Belo Horizonte, Minas Gerais. La Compañía es unemisor que reporta en todas las providencias de Canadá y está listada en la Bolsa de Valores de Toronto yen la Bolsa de Valores de Colombia.



9

DESARROLLO GENERAL DEL NEGOCIO

Petrominerales, a través de sus compañías predecesoras, ha realizado negocios en Colombia desde 1996.Desde 1996 hasta 2000, PCL tomó la evaluación de un número de bloques exploratorios y otrasoportunidades. En Abril de 2001, PCL firmo un CPI con respecto a los campos de Orito y Neiva. PCLinició operaciones de perforación a finales del 2002, iniciando producción en Enero de 2003.

El 1 de Enero de 2004, el régimen regulatorio en Colombia tuvo un cambio significativo, con laformación de la ANH, la cual tiene la responsabilidad de regular la industria de hidrocarburos enColombia. La ANH desarrollo un nuevo contrato de exploración (“Contrato de Exploración”) que fueefectivo desde inicios del 2005. Este contrato ha incrementado significativamente la cantidad deexploración en el país. En el 2005, Petrominerales comenzó la negociación y ejecución de contratos deexploración y a la fecha ha acumulado cerca de 1,7 millones de acres bajo 14 Contratos de Exploración enColombia.

Desde que comenzaron los Contratos de Exploración, las actividades de exploración en los bloques de laCompañía han tenido un crecimiento significativo. La producción de Contratos de Exploración ha sido el83% del total de la producción de la Compañía en el 2012.

Petrominerales entró a Perú en Noviembre de 2008 mediante un acuerdo para obtener el 55% de participación en los 2,6 millones de acres del Bloque 126 en la Cuenca Ucayali en el centro del país. Enel 2010, Petrominerales incrementó su tenencia de tierras en Perú con la adquisición de PanAndean, lacual otorgó acceso a 6,8 millones de acres brutos (3,3 millones de acres netos) adicionales de tierra deexploración, aumentando la participación en el Bloque 126 de Veraz a 80%. En julio de 2012Petrominerales adquirió el 20% restante del Bloque 126 de Veraz. La Compañía es ahora una de las másgrandes tenedoras de tierras en Perú con 8,2 millones de acres brutas (5,2 millones netas) de áreaexploratoria.

Petrominerales entró a Brasil en diciembre de 2012 mediante la adquisición del 75% de interés enAlvopetro. Alvopetro indirectamente tiene el 100% de interés en tres campos maduros y siete bloquesexploratorios cubriendo un área de más de 40.000 acres en la Cuenca Recôncavo, tierra firme Brasil.

A continuación se describen los eventos significativos de la Compañía ocurridos en los últimos tres años.

Año finalizado el 31 de Diciembre de 2010

Petrominerales invirtió $506,4 millones en el 2010 ejecutando su programa de capital que incluyó:

la perforación de 21 pozos exploratorios de alto impacto, seis en Corcel, cuatro en Guatiquía, tres enRio Ariari, dos en Mapache y Casimena, y uno en cada uno de los Bloques Chiguiro Oeste, Antorcha,Casanare Este y Castor;

un programa de exploración que fue resaltado por descubrimientos significativos incluyendo Yatay enel Bloque Guatiquía, Yenac en el Bloque Casimena y Mochelo en el Bloque Rio Ariari;

la perforación de 26 pozos de desarrollo en Neiva;

la expansión de las facilidades de manejo de crudo y agua de los Bloques de Corcel, Guatiquía yMapache y;

la adquisición de 385 km2 de sísmica 3D en el Bloque 31, el Bloque Guatiquía y el Bloque ChiguiroEste que ha incrementado el inventario de exploración a más de 100 prospectos de perforación alfinal del 31 de Diciembre de 2010.

Ver “ Propiedades Principales” para información adicional.



10

El 14 de Abril de 2010, Petrominerales Ltd. adquirió todas las acciones en circulación de PanAndean por$29,6 millones. Como resultado de la adquisición, Petrominerales adquirió cuatro bloques exploratoriosadicionales en Perú, tres en la Cuenca Ucayali y uno en la Cuenca Titicaca, compuestos de 6,8 millones brutos de acres (3,3 millones netos de acres), y un bloque exploratorio de 87.383, llamado Antorcha, enColombia.

El 6 de Mayo de 2010, la Compañía anunció cambios de sus directores ejecutivos. Corey Ruttan fue

nombrado presidente y CEO reemplazando a John Wright, quien asumió el rol de Presidente de la JuntaDirectiva y Asesor estratégico.

En Junio de 2010, le fueron adjudicados a la Compañía dos bloques exploratorios, Bloque 59 y 15, en laronda del 2010. Ambos bloques están en la Cuenca de los Llanos. El Bloque 59 está localizado al nortede los campos de Apiay y Castilla y cubre 131.286 acres. El Bloque 15 está localizado al noreste delcampo Cusiana-Cupiagua y cubre 63.114 acres. Ambos bloques están sujetos a la regalía aplicable de losContratos de Exploración de la ANH (8% de regalía inicial) más una participación adicional delGobierno (“Factor-X”) del 1% de la producción bruta, pagable a la ANH. Los contratos fueron firmadosel 15 de Marzo de 2011.

En Agosto, la Compañía completó la emisión de los Bonos Convertibles del 2016 emitiendo un montototal de $550 millones. Los bonos del 2016 son convertibles a acciones de Petrominerales, a una tasa deconversión inicial de $34,746 (sujeto a ajuste) y tiene un cupón anual de 2,625%. Ver “ Estructura deCapital – Bonos Convertibles”.

El 13 de Octubre de 2010, la Compañía entró en un acuerdo con Veraz para adquirir un 25% de participación adicional en el Bloque 126 incrementando la participación de la Compañía al 80% Deacuerdo a los términos del acuerdo, un total de $6,75 millones fueron pagados a Veraz, lo cual incluye un pago en efectivo y el compromiso de asumir ciertos gastos para el programa de exploración en el Bloque126. Adicionalmente, en el momento en el que el nivel de cierta producción acumulada en el bloque seaalcanzado, Petrominerales acordó pagar un bono por hasta $8 millones. Petrominerales también otorgó aVeraz un 20% de participación en el Bloque 161 y en el Bloque 141 en Perú.

El 11 de Noviembre de 2010, Petrominerales acordó participar por el 9,65% de participación accionaria

en el OBC. El objetivo del proyecto del OBC es construir y operar un oleoducto de uso privado entreCasanare y Coveñas que será de 960 kilómetros de largo y tendrá una capacidad final de 450.000 barrilesde petróleo por día. El oleoducto será construido en múltiples fases, de las cuales la primera fase se esperaque adicione aproximadamente 120.000 bopd (11.580 bopd netos) de capacidad de descarga para lasegunda mitad del 2013. Al 31 de diciembre de 2012 la Compañía ha pagado $37,8 millones por una participación de 9.65% de las acciones ordinarias del OBC y ha realizado avances por $9,5 millones decostos iniciales de construcción del oleoducto. Para cubrir los demás costos, el OBC tiene aprobado unalínea de crédito asegurada para financiar el 70 por ciento de los costos del oleoducto de los cuales $819millones ($79.0 millones netos) han sido desembolsados. Actualmente, las futuras fases del oleoductoestán en revisión y la Compañía tiene la opción de participar en estas expansiones y mantener su participación de manera proporcional.

El 6 de Diciembre de 2010, el remanente de los Bonos convertibles del 2010, teniendo un monto principaltotal de $81,7 millones, fueron convertidos a 2.987.367 acciones de Petrominerales.

El 17 de Diciembre de 2010, los accionistas de la Compañía aprobaron la Reorganización de Petrobank yel 31 de Diciembre de 2010 la Reorganización de Petrobank fue completada. Refiérase a “ Estructura Corporativa – Reorganización de Petrobank ”.

El 17 de Diciembre de 2010, los accionistas de la Compañía aprobaron el Plan de Derechos. Ver “ Plande Derechos de los Accionistas”.



11

Año Finalizado el 31 de Diciembre de 2011

Petrominerales incurrió en $787,1 millones en el 2011 ejecutando su programa de capital que incluyó:

Obras civiles y perforación inicial de nuestro primer pozo en el Piedemonte de los Llanos enColombia y en Perú, los cuales estaban en progreso al 31 de Diciembre de 2011.

Perforamos 27 pozos de exploración o de alto impacto, siete en Corcel, uno en Guatiquía, cuatro en el

Bloque 31, uno en Mapache, uno en Castor, tres en Casimena, uno en Orito, y nueve pozos de crudo pesado.

Un programa de exploración se destacó por descubrimientos significativos incluyendo Macapay yCobra en Corcel, Azalea en Guatiquía, Disa en Mapache y Pisingo en Casimena.

Perforación de 14 pozos de desarrollo, incluyendo seis en Neiva, tres en Orito, tres en Casimena y dosen Guatiquía, dos pozos de agua en Corcel, y cinco pozos estratigráficos de crudo pesado.

La expansión de las facilidades para manejo de agua y crudo en las áreas de Llanos Profundos yLlanos Central y.

La adquisición de 154 km2 de sísmica 3D en el Bloque Castor, 116 km2 de sísmica 3D en el BloqueCasanare, 372 km2 de sísmica 3D en el Bloque Río Ariari, 131 km2 de sísmica 3D en el BloqueChigüiro Oeste y 50 km2 de sísmica 3D en el Bloque Orito que ha incrementado el inventario deexploración a más de 100 prospectos de perforación al final del 31 de diciembre de 2011


El 20 de Julio de 2011, adquirimos un cinco por ciento en el Oleoducto Central S.A, una empresaColombiana que opera el oleoducto OCENSA en Colombia por un precio de compra de $281 millones.Los 830 kilómetros del oleoducto de Ocensa comienzan en los campos de Cusiana y Cupiagua y terminanen el puerto de Coveñas en la costa del caribe Colombiano. El oleoducto de Ocensa transportaaproximadamente 575.000 bopd desde la Cuenca de los Llanos. Esta adquisición ha bajado nuestroscostos de transporte en comparación con el transporte por carrotanques para una porción significativa denuestra producción de la Cuenca de los Llanos.

El 3 de agosto de 2011, las acciones de Petrominerales comenzaron a cotizar en la BVC.

El 7 de septiembre de 2011, debido a la continua falta de orden público alrededor de nuestras facilidadesde producción Corcel un total de más de 30.000 barriles de petróleo por día fueron suspendidostemporalmente durante siete días.

Año Finalizado el 31 de Diciembre de 2012

Petrominerales incurrió en $631,6 millones en el 2012 ejecutando su programa de capital que incluyó:

Construcción de obras civiles, perforación y pruebas del primer pozo en Bromelia y los primeros dos pozos en Perú (La Colpa 2X y Sheshea-1X);

La perforación de 29 pozos de exploración: ocho en Corcel, dos en el Bloque 31, uno en Guatiquia,uno en Mapache, uno en Casanare Este, uno en Casimena, uno en Las Aguilas, dos estratigráficos yuno vertical en Antorcha y diez estratigráficos y uno vertical en nuestra área de crudo pesado;

El programa exploratorio resalta nuevos descubrimientos de petróleo incluyendo Chilaco, Guala,Mambo y Maya en Corcel, Tucuso y Mapache, Mantis-HZ en Casimena y Sheshea en el Bloque 126en Perú;

La perforación de cuatro pozos de desarrollo incluyendo dos en Casimena, uno en Corcel y uno enGuatiquia, y cinco pozos inyector de aguas en Corcel y un pozo inyector de agua en Casimena;



12

La adquisición de 80 km2 de sísmica 3D en el Bloque Chiguiro Oeste, 217 km2 de sísmica 3D en elBloque 31, 367 km2 de sísmica 3D en el Bloque 59 y los costos iniciales relacionados a los 282 km2 de sísmica 3D en el Bloque 25 que fue en la fase de adquisición al 31 de diciembre de 2012.


En junio de 2012, la Compañía completó la emisión de los Bonos Convertibles 2017 con un monto total

de capital de $ 400 millones. Los Bonos 2017 son convertibles en acciones de Petrominerales a una tasade conversión inicial de $18,0017 (sujeto a ajuste) y tienen una tasa cupón anual del 3,25%. Consulte lasección " Estructura de Capital - Obligaciones Convertibles".

El 24 de julio de 2012, la Compañía firmó un acuerdo con Veraz para adquirir el 20% de la participaciónrestante en los Bloques 126, 141 y 161 en Perú. De acuerdo con los términos del contrato, lacontraprestación total fue de $5,0 millones, que la empresa cumplió con la emisión de 524.871 accionesordinarias de Petrominerales. Como resultado la Compañía ya no es responsable de pagarle el bono aVeraz de $8 millones cuando ciertos niveles de producción se logren en el Bloque 126. En febrero de2013 la Compañía cedió el Bloque 141.

El 10 de diciembre de 2012, la Compañía adquirió una participación del 75% en Alvopetro por un costototal de $36,9 millones. Alvopetro indirectamente es propietaria de las licencias de tres campos maduros ysiete contratos de exploración que cubren más de 40.000 acres en la Cuenca Recôncavo, en tierra firmeBrasil.

DESCRIPCION DEL NEGOCIO

Estrategia

Petrominerales es una de las más grandes compañías de petróleo y gas en Colombia, de acuerdo a lamedición de participación bruta en producción en Colombia. La estrategia de la Compañía es elcrecimiento mediante: proveer un importante crecimiento mediante explorar exhaustivamente sus tierrasusando técnicas de punta y convirtiendo rápidamente los éxitos de exploración en producción y en flujode caja mediante el completo desarrollo de nuevos y existentes campos de petróleo para tener una base de

producción estable y consistente y flujo de caja y avanzar en oportunidades de desarrollo de recursos alarga escala incluyendo nuestros activos de crudo pesado en la Cuenca de los Llanos en Colombia y en laCuenca Reconcavo en tierra firme Brasil . En la ejecución del plan de negocios, Petrominerales hadesarrollado una base productiva sólida que promedió 29.134 bbl/d en el 2012. Los flujos de efectivo deesta base de producción proporcionan a la Compañía con importantes recursos financieros para ejecutarsus programas de exploración enfocados en programas de capital. La base de activos de Petrominerales puede ser agrupado en seis áreas de enfoque:

Cuenca de los Pozos profundos de los Llanos, Colombia – La producción del 2012 fue de 19.757 bbl/d. Esta área comprende la mayor parte de la base de producción de la Compañía e incluye losdescubrimientos clave de Corcel y Guatiquía. La Compañía cuenta actualmente con 47 prospectos y posibles prospectos de exploración en su inventario de perforación y planea estar activo en esta área

en los próximos años. Además, esta área incluye algunos acres en la región del piedemonte de lacuenca que sigue la tendencia de descubrimientos importantes, como Cusiana-Cupiagua, Apiay yCastilla. Ver " Los contratos ANH - Colombia - Cuenca de los Llanos Profundos "

Crudo Pesado – estrategia de mediano a largo plazo, que tiene un gran potencial para el futurodesarrollo a gran escala. Los programas de exploración 2011 y 2012 descubrieron una gran cantidadde recursos de petróleo pesado en el área de la Compañía. Con base en los resultados recientes del pozo horizontal Tatamá-1, en 2013 la compañía tiene previsto establecer un plan para desarrollar



13

comercialmente los recursos de petróleo pesado. Ver " Los contratos ANH - Colombia – Crudo Pesado de la Cuenca de los Llanos"

Cuenca de Llanos Central , Colombia – La producción en el 2012 fue de 4.271 bbl/d. Esta área incluye

una serie de descubrimientos de petróleo, incluyendo los descubrimientos de Yenac y Mantis. Hay un potencial de expandir las reservas de estos campos mediante la perforación de avanzada y laoptimización. Adicionalmente hay una oportunidad de incrementar reservas mediante un inventario

de 34 prospectos y posibles prospectos de exploración. Ver " Los contratos ANH - Colombia - Cuencade Llanos Central ".

Activos de desarrollo con bajo riesgo con potencial de recuperación mejorada - La producción del2012 fue 5.088 bopd. La Compañía tiene dos CPI con Ecopetrol en grandes campos de petróleoexistentes que ofrecen a Petrominerales proyectos de desarrollo de bajo riesgo y eficiencia de costos.La Compañía reinició el programa de perforación de desarrollo en Orito en diciembre de 2012 y planea reiniciar el programa de perforación de desarrollo en Neiva a mediados de 2013Ver"Contratos de CPI - Colombia".

Perú – La Compañía ha establecido una de las más grandes posiciones de exploración en la Cuencadel Ucayali en el centro-este de Perú. La Cuenca se encuentra en las primeras etapas de desarrollo yofrece una excelente prospectividad de acumulaciones de reservas. Petrominerales hizo su primerdescubrimiento de petróleo en Perú con Sheshea-1X en octubre de 2012. El pozo probó 1.430 bopdde 53 grados API durante el periodo de pruebas. En el 2013 la Compañía está en el proceso deobtener los permisos necesarios para evaluar el descubrimiento en Sheshea durante el 2014 consísmica 3D, perforación de avanzada y pruebas de producción de larga duración planeadas para el2014.

Brasil – La Compañía ha entrado a Brasil a través de la adquisición de una participación del 75% enAlvopetro. Alvopetro es subsidiaria 100% de Alvopetro SA y posee indirectamente un interés en trescampos maduros y siete contratos de exploración que cubren más de 40.000 acres en la CuencaRecôncavo. La Cuenca Recôncavo cubre un área de 10.200 km2 en tierra firme, rica en recursos ysituada en la costa este de Brasil con un área probada de hidrocarburos junto al descubrimiento dePetrobras Miranga. En 2013, Petrominerales planea perforar al menos dos pozos de exploración quetienen como objetivo Gomo de la Formación Candeias para empezar a potencializar un recurso degran tamaño con crudo liviano mediante la perforación de avanzada y tecnologías de completamiento.

Producción

En el 2012, la producción promedio diaria de la Compañía por área fue de:

Tres Meses Finalizados (bbl/d) Año Finalizado(bbl/d)

Mar. 31, 2012 Jun 30, 2012 Sept. 30, 2012 Dic. 31, 2012 Dic. 31, 2012Llanos Profundos 23.596 20.936 18.101 16.458 19.757Llanos Central 4.416 4.914 3.687 4.090 4.271

Neiva 3.746 3.428 3.187 2.791 3.286

Orito 2.226 1.827 1.359 1.801 1.802Crudo Pesado 63 8 - - 18Total 34.047 31.113 26.334 25.140 29.134

Reservas

Al 31 de diciembre de 2012, el evaluador de reservas independiente de la Compañía asignó reservas a las propiedades de la Compañía de la siguiente manera:



14

RESERVAS DE PETROLEO Y GAS LIQUIDO NATURAL (1)

CATEGORÍA DE RESERVAS

LlanosProfundos Orito Neiva

LlanosCentral

TotalCompañía

(Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl)

Probadas

Desarrolladas produciendo 9.003 1.301 4.279 1.746 16.329

Desarrolladas no produciendo - 110 293 - 403

No desarrolladas - 6.126 1.913 2.143 10.182

Total Probadas 9.003 7.537 6.485 3.889 26.914

Probables 4.221 7.842 1.056 1.259 14.378

Probadas más Probables 13.224 15.379 7.541 5.148 41.292Notas:1. Reservas brutas de la Compañía basadas en precios y costos pronosticados.

Las reservas al 31 de diciembre 2012 que se muestran en la tabla anterior no incluyen la evaluación delárea de la Compañía de crudo pesado en Colombia, el descubrimiento de petróleo en Perú Sheshea ocualquier otro prospecto de exploración identificado en Colombia, Perú y Brasil. Todas las reservas

declaradas en este documento se basan en precios y costos pronosticados de D&M, y son reservas brutasde la Compañía (antes de deducir las regalías). Ver “ Información de Reservas y otra Información de Petróleo y Gas”.

Áreas y Resumen de Bloques

Al 31 de diciembre de 2012, Petrominerales tenía una participación en los siguientes bloques. Unadescripción de los regímenes contractuales que rigen los bloques se detalla a continuación bajo el título"Condiciones de la Industria", y una descripción de cada bloque sigue en la sección " Propiedades

Principales".

BloqueArea Bruta

(acres)Participación

(%)

ProducciónActual 2012

(bbl/d)

ReservasProbadas másProbables a

diciembre 31,2012 (Mbbl)

Colombia LlanosProfundos

Corcel 44.759 100% 6.771 5.151Guatiquía 26.349 100% 12.986 8.073

Bloque 25 169.806 100% - -Bloque 31 163.903 100% - -

Bloque 59 131.289 100% - -

Bloque 15 63.114 100% - -

599.219 19.757 13.224 Llanos Central

Mapache 58.238 100% 881 265Casimena 57.166 100% 3.212 4.883

Castor 55.292 100% 178 -

Casanare Este 43.294 100% - -

213.990 4.271 5.148Crudo Pesado de los Llanos

Chiguiro Este 178.272 100% - -



15

Chiguiro Oeste 67.513 100% - -Rio Ariari 514.426 100% 18 -

760.211 18 - Putumayo

Las Aguilas 32.215 100% - -Colombia - Total contratos de

exploración 1.605.635 23.489 18.372Contratos de Producción Incremental

Orito (1) 42.492 79% 1.802 15.379

Neiva (1) 2.395 68% 3.286 7.541

Colombia - Total 1.650.522 29.134 41.292Perú(2)

Ucayali

Bloque 126 2.636.506 100%

Bloque 114 1.904.510 30%

Bloque 131 2.447.510 30%Bloque 161 1.215.225 100%

Perú - Total Contratos de L icencia 8.203.751Brasil

Cuenca Recôncavo

Bloque 131 5.016 75%Bloque 132 6.301 75% Bloque 144 4.843 75% Bloque 157 4.670 75% Bloque 182 5.239 75% Bloque 196 5.906 75%Bloque 197 7.339 75%Bom Lugar Field (3) 2.238 75% Jiribatuba Field (3) 563 75%Aracaju Field (3) 1.418 75%

Brasil – Total 43.533

Total Compañía 9.897.807

Notas:1. El área se muestra bruta. Ver “ Propiedades Principales – Contratos de Producción Incremental”. 2. En enero de 2013, la Compañía devolvió el bloque Antorcha ubicado en el medio magdalena de Colombia. En febrero de

2013, la Compañía devolvió el Bloque 141 de la Cuenca Titicaca en Perú.3. La producción excluye la adquisición de Alvopetro que no cerró hasta finales de 2012.

CONDICIONES DE INDUSTRIA

Colombia

Hay ocho cuencas de producción comercial de petróleo en Colombia: el Alto, Medio y Bajo Magdalena,Llanos, Putumayo, Catatumbo, Cordillera Oriental y las cuencas de la Guajira. El crudo extraído de loscampos en estas cuencas se transporta a través de cinco oleoductos en Colombia, de los cuales cuatro seconectan con los campos de producción a la ciudad portuaria de Coveñas en el Caribe. Estos son: eloleoducto central Ocensa, que transporta petróleo desde la Cuenca de los Llanos y los campos deCusiana-Cupiagua, el oleoducto de 490 millas de Caño Limón, el oleoducto del Alto Magdalena, y eloleoducto Trasandino (OTA), que transporta petróleo desde el campo Orito en la cuenca del Putumayohasta el Pacífico colombiano en el puerto de Tumaco.



16

Históricamente, toda la producción de petróleo en Colombia era manejada por Ecopetrol bajo contratos deasociación con empresas extranjeras que permitían a Ecopetrol participar en los descubrimientos deexploración por hasta el 50 por ciento de participación. Ecopetrol es la compañía nacional colombianaencargada de la exploración, extracción, producción, transporte y comercialización de crudo para laexportación. Se consideraba que Colombia estaba en riesgo de convertirse en un importador neto de petróleo y, en consecuencia, el régimen normativo en Colombia sufrió un cambio significativo el 1ro deenero de 2004 con la creación de la ANH, a la cual fue dada la responsabilidad de regular la industria

colombiana del petróleo. Como esta función era anteriormente desarrollada por parte de Ecopetrol,Ecopetrol ahora compite directamente con las empresas extranjeras. Este cambio, junto con el aumento delos precios de mercado, ha resultado en un aumento significativo en la actividad de exploración enColombia.

La producción anual de petróleo en Colombia ha aumentado significativamente, en gran parte debido alos cambios de la industria. La producción de petróleo promedió sólo 526.000 bpd en el 2005 y aumento aun promedio de 944.000 en el 2012. Como resultado, nueva infraestructura petrolera se está construyendo para manejar este crecimiento, incluyendo el OBC.

Colombia-ANH

El régimen normativo en Colombia sufrió un cambio significativo con la creación de la ANH, la cualdesarrolló el nuevo contrato de exploración que entró en vigor a mediados del 2004. Este contrato cambióla forma en la que la industria ve a Colombia y ha aumentado significativamente las nuevas exploracionesen el País. En vez de los contratos de asociación anteriores en los que el Gobierno (Ecopetrol) tenía underecho inmediato de participación en la producción, los contratos de exploración de la ANH ofrecen unsistema de beneficios riesgo/recompensa total para el contratista. Bajo los términos del contrato deexploración de la ANH, el operador exitoso conserva los derechos de todas las reservas, producción eingresos de cualquier bloque de exploración nuevo, sujeto a las regulaciones de regalías e impuestosvigentes, incluyendo un pago por participación en precios altos en campos grandes.

Anteriormente, la ANH asignaba los bloques conforme llegaban las propuestas, sin embargo desde

entonces ha adoptado un sistema competitivo de rondas de licitación pública, mediante el cual la ANH permite a cualquier empresa que cumpla con los criterios especificados a presentar una oferta para un bloque. Las ofertas son evaluadas con dos criterios: la participación adicional del Gobierno ("Factor X" o"regalía adicional") y el programa de trabajo adicional (inversión). Dependiendo del lugar en donde el bloque se encuentre, un programa mínimo de trabajo se requiere y por lo general incluye estudiostécnicos, el reprocesamiento o realización de nueva sísmica y/o perforación de pozos. Los términos delcontrato de la ANH constan de tres fases:

(i)

Fase inicial de Exploración. La fase inicial de exploración dura seis años, y puede ser prorrogada por hasta un máximo de cuatro años, siempre que el contratista presente un programade exploración adicional y renuncie a un 50 por ciento del área. Dependiendo de la longitud detiempo requerido, este período se divide también en dos fases si el contratista lo propone.

(ii)

Fase de Evaluación. Una vez declarado un descubrimiento y a petición del contratista, la fase deevaluación se inicia y dura hasta dos años dependiendo del tamaño y el alcance del plan deevaluación propuesto. Si el plan de evaluación se refiere a gas o crudo pesado, dos añosadicionales pueden concederse debido a la compleja planificación y comercialización requerida.Todos los hallazgos deben ser reportados a la ANH, mientras que el Ministerio de Minas yEnergía de Colombia define el alcance del descubrimiento.



17

(iii) Fase de Explotación y Producción. Una vez la fase de evaluación se completa y el Contratistadeclare la comercialidad, comienza la fase de explotación. La duración del período de explotaciónde cada campo productor es de 24 años. El Contratista podrá obtener una prórroga del período deexplotación más allá de los 24 años con un pago equivalente al cinco por ciento (para gas y crudo pesado) o un 10 por ciento (para crudo liviano o mediano) del valor de las reservas restantes.

Los requisitos para renunciar a parte o la totalidad de un área adjudicada depende la fase de operaciones.En circunstancias normales, el Contratista deberá renunciar al 50 por ciento del área (excluyendo las áreasen evaluación y/o producción) al final del período de exploración de seis años si el contratista continúaexplorando o si hay un programa de evaluación o un descubrimiento. Otro 25 por ciento debe serregresados después de los dos primeros años de la fase post exploratoria. Si no hay ningúndescubrimiento o área en evaluación, el contratista debe renunciar al 100 por ciento del área excluyendolas áreas bajo evaluación y/o producción. El Contratista y la ANH también pueden ponerse de acuerdosobre la devolución de ciertas partes de un área durante el período inicial de exploración de seis añoscomo parte del contrato y por bloque, en función del alcance del programa de trabajo de exploración y eltamaño del área. El contratista también tiene la opción de renunciar a toda o parte del área después decada fase de exploración.

Para los bloques adquiridos en la Ronda de 2010 que excedan de 45.000 hectáreas (111.197 acres), sedebe renunciar al 50% del área después de la primera fase de exploración. Adicionalmente, los Contratosde Exploración adquiridos desde la Ronda de 2010 están sujetos a un pago de participación por preciosaltos que inicia una vez la producción bajo el Contrato de Exploración ha acumulado una producción demás de cinco millones de barriles, determinado antes de la deducción de regalías.

Colombi a- Regalías

Históricamente, a la producción de los nuevos campos que iniciaron producción antes del 25 de julio de2002 se le aplicaba una regalía fija del 20 por ciento. La Compañía no tiene contratos de exploraciónsujetos a esta regalía del 20%.

Para los nuevos campos que comenzaron a producir a partir del 25 de julio de 2002, las regalías secalculan usando un sistema escalonado que va desde un ocho por ciento (para producción de hasta 5.000 bbl/d) hasta un máximo del 25 por ciento (para producción por encima de 600.000 bbl/d), como semuestra abajo, en donde aumenta la tasa de regalías en uno por ciento por cada 10.000 bbl/d de producción para los campos de más de 5.000 bbl/d hasta que el campo llegue a 125.000 bbl/d.

Producción en campo (bbl/d) Tasa de Regalías*0 – 5.000 8%5.001 – 125.000 8% - 20%125.001 – 400.000 20%400.001 – 600.000 más 20% - 25%

* Para nuevos descubrimientos de crudo pesado, que se clasifican como aquellos con API igual o inferior a 15 °, las regalíasserán del 75% de las tasas de regalías para los crudos ligeros y medianos presentados anteriormente.

Todos los contratos de exploración de la Compañía y CPI están sujetos a esta regalía de escalaincremental.



18

Colombia- Pago por Part icipación en Precios Altos

Algunos de los términos, tales como aquellos relativos al pago por participación en precios altos, hancambiado en las rondas de licitación posteriores desde que los primeros contratos de exploración ANHfueron firmados.

En algunos contratos de exploración de Petrominerales (los contratos antiguos a la ANH), el pago por

participación en precios altos comienza una vez que un área de explotación ha producido de formaacumulativa más de cinco millones de barriles de petróleo, determinados antes de la deducción deregalías. En estos contratos, el pago se basa en un factor del 30 por ciento del precio neto recibido porencima de un umbral de precios, basado en la calidad del petróleo producido.

Pago por Participación en Precios Altos

Calidad 2012 Umbral de Precios (“Po”) Menos de 10° API Cero10° a 15° API $53,17/bbl15° a 22° API $37,23/bbl22° a 29° API $35,89/bblMas de 29° API $34,55/bbl

El umbral de precios es ajustado anualmente por inflación.

A modo de ejemplo, para la producción de crudo del 2013 con una calidad por encima de 29 grados API yun precio realizado de US$ 85/bbl resulta en un pago por participación en precios altos el cual esequivalente a una regalía incremental del 17.8% ($85-$34,55=$ 50,45x30%=$15,14/$85=17.8%), con loque la participación total del Gobierno quedaría en 25.8% para un campo con producción de menos de5.000 bbl/d.

En los contratos de exploración más recientes de Petrominerales (los nuevos contratos de la ANH), el pago por participación en precios altos se inicia una vez que el bloque ha producido de forma acumulativamás de cinco millones de barriles de petróleo, determinados antes de la deducción de regalías. En estos

contratos, el pago se determina a un porcentaje establecido usando el factor escalonado del preciorecibido en exceso de los precios umbral ("Po"), basado en la calidad del petróleo producido. El factorescalonado es:

Precio Mensual de Realización (P) Porcentaje EstablecidoP<Po 0%Po≤P<2Po 30%2Po≤P<3Po 35%3Po≤P<4Po 40%4Po≤P<5Po 45%5Po≤P 50%

Como ejemplo de los contratos de exploración más recientes, para producción de petróleo en el 2013 conuna calidad por encima de 29 grados API y un precio realizado de US$85/bbl, resulta en un pago por participación de precios altos, que es equivalente a un 20.8% de regalía incremental ($ 85-$34,55=$50,45x35%=$17,66/$85=20,8%), con lo que la participación total del Gobierno sería de un28,8% para un campo con una producción de menos de 5.000 bbl/d.

El pago por participación en precios altos no se aplica a los CPI de Petrominerales.



19

Petrominerales se encuentra actualmente en una disputa con la ANH con respecto a la interpretación de ladisposición de provisión por participación en precios altos que figura en el Contrato de Exploración deCorcel. Ver " Procedimientos Legales".

Colombia- F actor-X

Para ciertos contratos de exploración adquiridos en la ronda del 2008 de crudo pesado y en rondas

posteriores, la ANH requiere un porcentaje de regalía adicional, o Factor-X, a ser pagados por elcontratista a la ANH. El Factor-X es también ahora uno de los criterios para las ofertas de nuevoscontratos de exploración y el mínimo Factor-X es un uno por ciento. El Factor X no aplica a los contratosde producción incremental de Petrominerales.

Colombia - Resumen de Términos Fiscales de los Contratos de Explor ación de la ANH

Cada contrato de exploración con la ANH tiene una regalía escalonada del 8% -25% en función del nivel promedio de producción mensual de un campo, más potencialmente dos pagos adicionales que varíansegún el contrato, el pago por participación en precios altos y el factor-X. La siguiente tabla resume losfactores de participación en precios altos y el factor-X aplicables a los contratos de exploración dePetrominerales.

Bloque Factor-X %Base para el Pago por Participación porPrecios Altos

Colombia LlanosProfundos

Corcel(1) -% Área de Explotación + un factor del 30%Guatiquia -% Área de Explotación + un factor del 30%Bloque 25 1% Área de Explotación + un factor escalonadoBloque 31 1% rea de Explotación + un factor escalonado

Bloque 59 1% Bloque + un factor escalonadoBloque 15 1% Bloque + un factor escalonado

Llanos CentralMapache -% Área de Explotación + un factor del 30%Casimena -% Área de Explotación + un factor del 30%Castor -% Área de Explotación + un factor del 30%Casanare Este -% Área de Explotación + un factor del 30%

Llanos Crudo Pesado

Chiguiro Este -% Área de Explotación + un factor del 30%Chiguiro Oeste -% Área de Explotación + un factor del 30%Rio Ariari -% Área de Explotación + un factor del 30%

PutumayoLas Aguilas -% Área de Explotación + un factor del 30%

Nota:1. El Bloque Corcel está sujeto a un interés del ocho por ciento de las utilidades netas concedidas al propietario original. Este

es el único interés de terceros que afecta a los Contratos de Exploración de la Compañía. El NPI de Corcel se calculamediante la aplicación de un ocho por ciento a la utilidad neta, si es positivo. La utilidad neta se calcula restando de lasventas de petróleo los siguientes costos: regalías, transporte, gastos de operación, una asignación de gastos generales y



20

gastos de capital. La cuenta de NPI es un saldo acumulado y ninguna cantidad se paga cuando la cuenta tiene un saldonegativo.

Colombia - Impuestos

Al 1ro de enero de 2013, la tasa combinada de impuesto sobre la renta en Colombia se ha incrementado a34%, consistiendo 25% en impuesto sobre la renta y un nuevo impuesto sobre la renta (CREE) del 9%.

La tasa de impuesto combinada del 34% es aplicable a partir del 1ro enero de 2013 hasta el 31 diciembrede 2015. Al 1ro de enero de 2016, la tasa impositiva CREE se reducirá al 8%, lo que resulta en unareducción de la tasa de impuestos combinada al 33%. Adicionalmente, un "presunto" impuesto mínimosobre la renta existe y será aplicada en años con poco o ningún ingreso. Cuando aplique, el impuestosobre la renta presuntiva se calcula con base en la tasa del impuesto sobre la renta estatutaria (33-34%)multiplicado por el 3% del patrimonio neto del año anterior. Cualquier impuesto sobre la renta presuntiva pagado puede ser llevado a resultados futuros por cinco años y recuperado contra los impuestos sobre larenta futuros a pagar. Las pérdidas fiscales pueden ser aplicadas sin limitaciones para compensar ingresosgravables.

Perú

Perú, ubicado en la costa centro-oeste de Suramérica, es una república constitucional que se caracteriza por un gobierno orientado al mercado estable que posee un fuerte compromiso con la exploración y producción de hidrocarburos.

PeruPetro es la empresa peruana privada del estado encargada de promover las actividades de inversiónen exploración y explotación de hidrocarburos en el Perú. El país es un importador neto de petróleo y, enconsecuencia, el régimen normativo en el Perú es muy competitivo en comparación con otras jurisdicciones extranjeras. Este régimen competitivo, combinado con bloques significativos de superficieno explorada y precios relativamente altos, se ha traducido en un aumento significativo en la actividad deexploración peruana.

Perú ofrece una atractiva estructura de regalías que garantiza, a través de la legislación, niveles de

impuestos durante el termino en el que un bloque ha sido adjudicado. La Ley peruana N º 26221, promulgada en 1993, cuenta con el marco legal de hidrocarburos y eliminó el monopolio estatal anteriorsobre importación, transporte, refinación y distribución de hidrocarburos.

Perú tiene una larga historia de exploración de petróleo. Los primeros pozos fueron perforados en Perú en1875. Estos pozos fueron localizados en la Cuenca de Talara, una cuenca en tierra firme que se extiendemar adentro a lo largo de la costa noroeste del Perú. La cuenca mejor conocida en el Perú, es la cuencadel Marañón, la extensión sur de la Cuenca Oriente de Ecuador y la Cuenca del Putumayo de Colombia,donde se encuentra el campo Orito de Petrominerales.

La cuenca del Ucayali se encuentra en el este central del Perú. Hoy en día, la cuenca de 140.000 km 2 sedefine por los elementos tectónicos hacia el Norte, el Arco de Contaya y al Sur por el Arco Fitzcararrald.La cuenca es de aproximadamente 650 km de longitud y 250 km de ancho. La parte occidental de lacuenca está definida en el cinturón de la falla inversa sub-Andino mientras que el borde oriental de lacuenca está limitada por el Escudo Brasileño. La cuenca contiene más de 5.000 metros de sedimentaciónque va desde el Paleozoico hasta el Terciario y el Cuaternario. La cuenca del Ucayali ha experimentadovarios episodios de extensión y agrietamiento que ha afectado a la historia sedimentaria, lo que resulta enuna cuenca con una historia tectónica similar a la cuenca sedimentaria occidental canadiense. Las perspectivas se encuentran en una variedad de objetivos, múltiples depósitos y presencia de rocas fuentedentro de una columna de sedimentos de hasta 16.000 pies.



21

La actividad general por parte de terceros en el Perú incluye 51 pozos perforados en la cuenca de Ucayaliy 13.400 km de datos sísmicos adquiridos. Tres yacimientos petroleros se han descubierto, Agua Caliente(1938), Maquia (1958) y Pacay (1958). En 1984, el primero de los cinco campos de gas condensado queforman parte del complejo de Camisea fue descubierto. Estos campos son el San Martín (1984), Cashiriari(1996), Pagorene (1998), Mipaya (1987) y Aguaytía (1961).

Perú – Leyes de H idrocarburos & Contratos

La Ley N º 26221, promulgada en 1993, define el marco legal de hidrocarburos y eliminó el monopolioanterior del gobierno sobre importación, transporte, refinación y distribución de hidrocarburos. El país haadoptado un sistema de rondas de licitación pública, por los que PeruPetro permite a cualquier empresaque cumpla con los criterios especificados presentar una oferta para un bloque. Los criterios de licitacióncambian con cada ronda de ofertas. Para más información sobre PeruPetro y los términos contractuales peruanos visite www.perupetro.com.pe.

Con el fin de que las entidades privadas lleven a cabo actividades de exploración y/o explotación dehidrocarburos, esas partes deben primero entrar en un acuerdo de hidrocarburos con PeruPetro. Deacuerdo con la Ley de Hidrocarburos, hay dos tipos principales de acuerdos:

1.

Acuerdos li cencia: Un contratista explota y comercializa los hidrocarburos y paga una regalía aPeruPetro.

2. Acuerdos de Servicio: Un contratista explota los hidrocarburos por PeruPetro vende el producto y

paga al contratista una compensación que se calculará sobre la base de los hidrocarburos producidos.

Requerimientos para Ejecutar un Acuerdo de Hidrocarburos

1.

Calificación de una Compañía como Contratista de Hidrocarburos

Cualquier empresa que desee entrar en un Acuerdo de Hidrocarburos con PeruPetro debe cumplir conciertos requisitos, incluyendo las calificaciones técnicas, económicas, legales y financieras. Empresasextranjeras calificadas debe o bien crearse en el Perú o establecer una sucursal peruana. Una vezcalificados por PeruPetro, la empresa calificada debe a continuación estar inscrita en el Registro deContratistas de Hidrocarburos, administrado por la Oficina de Registros Públicos del Perú.

2.

Aprobación de un Acuerdo de Hidrocarburos

PeruPetro tiene el derecho a negociar y ejecutar Acuerdos de Hidrocarburos y a asumir los derechos yobligaciones derivados de dichos acuerdos. Acuerdos de Hidrocarburos pueden ser ejecutados, por ladecisión de PeruPetro, por negociación directa con el interesado o por medio de un proceso de licitación pública. Acuerdos de licencia deben ser aprobados por el Estado peruano a través de un Decreto Supremoy del Ministro de Energía y Minas y de Economía y Finanzas. Una vez ejecutado, los Acuerdos delicencia (y cualquier modificación a este) debe ser formalizada por medio de escritura pública e inscritaante la Oficina de Registros Públicos.

Los Contratos Licencia de Petrominerales tienen términos que constan de dos fases:

http://www.perupetro.com.pe/





22

(i) Fase Inicial de Exploración. La fase inicial de exploración tiene una duración de siete años, sin

embargo, el Contratista podrá solicitar una prórroga de hasta tres años adicionales, siempre quehaya cumplido plenamente con los programas mínimos de trabajo para las cuatro o cinco fases deexploración. La fase de exploración de un Contrato de Licencia se divide en cuatro fases, y cadaetapa tiene programa mínimo de trabajo que se define en Unidades de Trabajo Exploratorio(UTE). Cada UTE se le asigna un valor de $5.000 ($3.000 para el Bloque 161), y las actividadesde exploración se les asignan valores UTE, de la siguiente manera:

Todos los bloquesSísmica 2D 1 UTE por kmSísmica 3D 3 UTE por km2 Reprocesamiento 2D 0.02 UTE por kmPozo 0 – 1000 metros 0.01 UTE por metroPozo 1001 – 2000 metros 0.13 UTE por metroPozo 2001 – 3000 metros 0.18 UTE por metroPozo 3001 – 4000 metres 0.22 UTE por metroPozo > 4001 metres 0.25 UTE por metro

(i)

Fase de Explotación. Una vez declarado un descubrimiento y, a petición del contratista, lafase de explotación inicia con un plazo de 30 años (40 años para gas natural), extendible bajociertas circunstancias. Todos los descubrimientos son reportados a PeruPetro.

La ventaja de este sistema es que da flexibilidad para que la compañía de exploración cambie su programa sin tener que buscar la aprobación reguladora. Si se realiza un descubrimiento, pero que no escomercial sólo por razones de transporte, el contratista podrá solicitar un período de retención de hastacinco años (diez años para el gas natural) con el fin de que el transporte sea factible. Al final de la fase deexploración, el contratista deberá declarar la comercialidad o la devolución del bloque.

Regalías de Perú

Los contratos más antiguos del Perú, incluyendo los bloques de Petrominerales 126 y 114, están bajo unmarco de regalía escalonada que se inicia al 5% para producción de menos de 5.000 bbl/d, y aumenta deforma lineal hasta el 20% para producción superior a 100.000 bbl/d. Para algunos contratos adjudicadosentre 2007 y 2009, incluidos los bloques de Petrominerales 131 y 161, hay regalías incrementales enadición a las regalías escalonadas. Para los contratos adjudicados después del 2009, una oferta económicaera necesaria para la regalía adicional. Como parte de la ronda de licitaciones, las empresas ofrecen un porcentaje de regalía adicional a la regalía escalonada. Además, la regalía escalonada cambió para basarseen un factor R (ingresos acumulados/costos acumulados) por el cual la tasa de regalías comienza en el15% (Factor R inferior a 1,0x) y aumenta al 35% (factor R superior a 2,0x). Petrominerales no tiene participación en contratos adjudicados después del 2009.

Ciertos Contratos Licencia incluyen un método alternativo de regalías por resultados económicos que pueden ser elegidos por el operador después de que se declare un descubrimiento comercial. Una vez que

el esquema de regalías se ha seleccionado para un contrato de licencia, no se puede cambiar. Cuando eloperador opta por el método de regalías sobre resultados económicos, la regalía a pagar se compone de un porcentaje fijo de regalías más un interés variable de las ganancias calculado usando los ingresos y gastoscomo se muestra a continuación, con una regalía máxima del 20 por ciento:

Porcentaje de Regalía % = Tasa Fija % + Tasa Variable % (TV)



23

Dónde:

TV = Ingresos – Gastos x 1 x 100

Ingresos 1 - (Ingresos/Gastos - 1.15)

Ingresos son los ingresos en el período anual inmediatamente anterior al momento en elque se hizo el cálculo de la Tasa Variable.

Gastos son los gastos en el período anual inmediatamente anterior al momento en que sehizo el cálculo de la Tasa Variable.

Resumen de Términos Fiscales para Contratos Licencia de Petrominerales

Cuando el operador opta por que las regalías se calculen sobre la base de niveles de producción, lasiguiente escala muestra la tasa de regalía aplicable a todos los Contratos de Licencia de Petrominerales:

Producción del Campo

(bbl/d) Bloque 126 Bloque 114 Bloque 131 Bloque 161

0 – 5.000 5 5 23,48 375.001 – 100.000 5 – 20 5 - 20 23,48 - 38,48 37 - 52> 100.000 20 20 38,48 52

Cuando el operador opta por que las regalías se calculen con base en los resultados económicos, lasiguiente tasa de regalías fijas se añadirá al porcentaje de regalía variable para todos los Contratos deLicencia de Petrominerales:

Bloque 126 Bloque 114 Bloque 131 Bloque 161

Base Fija 5 5 23,48 37

Perú - I mpuestos

La tasa de impuestos aplicable a los ingresos corporativos es del 30 por ciento, y las pérdidas fiscales pueden ser mantenidas por cuatro años o a elección de la Compañía, indefinidamente con una restricciónde que puedan ser usados para compensar solamente hasta el 50% de los ingresos sujetos a impuestos encualquier año. El gobierno peruano, a través del Ministerio de Economía y Finanzas, garantiza el beneficio de estabilidad tributaria para las operaciones llevadas a cabo en virtud de un Contrato Licencia.

Brasil

Brasil se encuentra en la costa este de Suramérica y es una república federal caracterizada por su ampliomercado interno en crecimiento, economía diversificada y estabilidad política. Brasil es uno de los paísescon mayor éxito exploratorio en el mundo y un marco regulatorio que permite la inversión privada. En2011, Brasil era un importador neto de petróleo como resultado de un mayor consumo interno de energíaen los últimos años. Como consecuencia, aumentar la producción nacional de petróleo ha sido un objetivoa largo plazo del gobierno brasileño.

La exploración en Brasil comenzó en la década de 1930 y el primer descubrimiento comercial se hizo en1939 en Bahía. Sin embargo, la producción no experimentó un importante crecimiento sino hasta finales



24

de 1970 cuando la compañía estatal de petróleo, Petróleo Brasileiro SA ("Petrobras") amplió susoperaciones en alta mar. En la Cuenca de Campos, costa afuera de Brasil, una serie de gigantesdescubrimientos de aguas profundas se hicieron en los años 1980 y 1990. El descubrimiento de lasreservas "pre-sal" (que abarca un grupo de embalses mayores de la capa de sal) en la Cuenca de Santossiguió a la Cuenca de Campos, y posteriormente ha sido el punto de enfoque del desarrollo actual enBrasil. Al descubrimiento pre-sal se le atribuye ser el catalizador potencial para convertir a Brasil en unexportador de petróleo cada vez más importante. Sin embargo, también hay otras oportunidades que se

extienden más allá del potencial de las aguas superficiales y profundas convencionales, incluyendo lascuencas maduras costeras que aún no han experimentado la recuperación mejorada de petróleo, lascuencas onshore que apenas han sido exploradas y el potencial no convencional del país, que acaba deempezar a ser evaluado.

La Cuenca Recôncavo cubre un área de 10.200 km2, en tierra firma, rica en recursos y situada en la costaeste de Brasil con un área de crudo probado junto al descubrimiento de Petrobras Miranga. La primera producción de petróleo de Brasil vino de esta cuenca en 1939. Desde entonces, más de 6.000 pozos hansido perforados en la cuenca, con una producción acumulada superior a 1,5 millones de barriles de crudoliviano de 86 campos. La producción actual es de más de 60.000 barriles de petróleo equivalente por día,y la mayoría de la producción de la cuenca proviene de las Formaciones Sergi, Agua Grande y Candeias,las cuales se encuentran a profundidades desde 315 metros hasta 3.200 metros. La cuenca tiene una red de

infraestructura bien desarrollada y una industria de servicio activo.Br asil - L ey de H idrocarburos y Régimen de Concesiones

Hasta 1995, las actividades de petróleo y gas en Brasil fueron monopolizadas por la estatal Petrobras. LaEnmienda Constitucional N º 09 (1995) acabó con este monopolio al permitir que el gobierno brasileñocontratara empresas públicas y privadas para llevar a cabo muchas actividades de petróleo y gas. Hoy endía, la participación de la empresa estatal o privada de las empresas en estas actividades petroleras estáregulado por la Ley Federal N º 9.478 (1997) (la "Ley del Petróleo"). En virtud del régimen de"concesiones" regulado por la Ley del Petróleo, la ANP ha realizado 10 rondas de licitación para otorgarcontratos de concesión para la exploración de petróleo en tierra firme y en alta mar, y conceder contratosde "Campo Maduros". Adicional al régimen de concesiones ya existente, nuevas leyes brasileñas hanconfirmado un régimen de "contrato de producción compartida" que se aplicará a las futuras concesionesde licencias definidas del área pre-sal y algunas otras áreas a ser consideradas estratégicas por elgobierno.

Los principales organismos reguladores encargados de monitorear las actividades de petróleo y gas enBrasil son:

el CNPE, con el objetivo de fomentar la utilización racional de los recursos energéticos de Brasil, loque garantiza el buen funcionamiento del sistema nacional de inventarios de combustibles, la revisiónde las matrices energéticas para diferentes regiones de Brasil, y el establecimiento de directrices y

la ANP, siendo el regulador nacional de las industrias de petróleo, gas y biocombustibles. Estáencargada de regular, contratar y supervisar las actividades relacionadas con el petróleo y el gasnatural, y el establecimiento de normas técnicas para diversas actividades relacionadas.

Además de este marco normativo, las normas ambientales son aplicables y algunas licencias sonnecesarias para la realización de actividades de petróleo y gas. Las agencias gubernamentales ambientalesson responsables de la emisión de dichas licencias y reglamentos federales o estatales pueden aplicardependiendo de la actividad a realizar.

Como se mencionó anteriormente, hay dos marcos regulatorios diferentes para la concesión de derechosde exploración y producción en Brasil: el régimen de concesión y el régimen de producción compartida.



25

Todos los derechos de exploración y producción actualmente en manos de Petrominerales (a través deAlvopetro) están bajo el régimen de concesión.

Bajo el régimen de concesión, la concesión de los bloques de petróleo y gas en Brasil se otorga por mediode rondas de licitaciones llevadas a cabo por la ANP. La ANP tiene la autoridad para definir los bloquesde petróleo y gas que se sacan a licitación y de entregar los términos y condiciones generalescomprendidas en los documentos de licitación. Tales documentos de licitación establecen todos los

documentos técnicos, financieros y legales y los requisitos que la posible empresa concesionaria deberá presentar o cumplir para poder ser calificados y participar en la licitación de acuerdo con las diferentescategorías de participación. Los criterios de la ANP de evaluación de ofertas son bono a la firma, el programa de exploración mínima y el contenido local. Los gobiernos federal, estatales y locales sonrecompensados a través de "partes del gobierno", que se definen como todos los pagos a realizar por elconcesionario como resultado de las actividades de exploración y producción de petróleo y gas natural.Las partes del Gobierno están compuestas por:

Bono a la Firma: Un solo pago tras la ejecución del contrato de concesión;

Regalías: Compensación financiera que deberá abonar mensualmente por los concesionarios;

Participación Especial: Compensación financiera extraordinaria a pagar en el caso de que grandesvolúmenes de petróleo o gas natural se produzcan o que un campo determinado goza de una altarentabilidad, y

Pago por Ocupación de Área o Retención: Consiste de una suma anual a ser pagado por la ocupacióno retención de áreas prospectivas de petróleo. La ANP establece los importes que deben abonarse enlos documentos de licitación y los contratos de concesión, pero hay unos estándares mínimos ymáximos establecidas por la ley.

No hay restricciones a la participación extranjera directa o indirecta en los derechos de exploración y producción, a condición de que el inversionista extranjero incorpora una empresa en virtud de la ley brasileña con sede y administración en Brasil y cumple con todos los requisitos técnicos, legales yfinancieros establecidos por la ANP. No hay ninguna regla preferencial establecida.

Las operaciones se dividen generalmente en dos fases: exploración y producción. En caso de declaraciónde un descubrimiento comercial en la fase de exploración, la empresa o consorcio automáticamente entraen la fase de producción, que también abarca la etapa de desarrollo. En términos generales, la mismaempresa o consorcio que lleva a cabo las actividades de exploración tiene derecho a producir loshidrocarburos.

Brasil - Regalías

Las regalías son exigibles en la producción de petróleo y gas. La regalía básica a pagar en virtud de la Leydel Petróleo es del 10%. Esta tasa puede variar a una tasa inferior a discreción de la ANP, pero no puedeser menor a 5%. Tarifas reducidas se han establecido en ocasiones durante el proceso de licenciamientoinicial. Todos los Contratos de Concesión de la Compañía en Brasil están sujetos a una regalía del 10% ytodos los Campos Maduros de la Compañía en Brasil están sujetos a una regalía del 5%.

Adicionalmente, los propietarios tienen derecho a un porcentaje de la producción de sus tierras, que pueden variar entre el 0,5% y el 1%, y que define la ANP de acuerdo con la Ley del Petróleo. Todos losContratos de Concesión de la Compañía en Brasil están sujetos a una regalía del 1% de la tierra y todoslos Campos Maduros de la Compañía en Brasil están sujetos a una regalía de tierra del 0,5%.

Por último, los antiguos accionistas de Alvopetro tienen derecho a una regalía bruta del 2,5% en elBloque 131, Bloque 132, Bloque 144, Bloque 157, Bloque 182, Bloque 196 y Bloque 197 en Brasil.

Brasil - Impuestos



26

La tasa de impuesto aplicable a los ingresos corporativos es del 34%. Este se compone de una baseimpositiva del 15% sobre sociedades, más 10% de impuesto adicional y un 9% de contribución socialsobre la Utilidad Neta sujeta a impuestos. El impuesto de retención de fuente corporativo es pagable sobretodos los beneficios de una empresa.

Hay también un número de otros impuestos y contribuciones sociales cobrados por las autoridadesfederales, estatales y municipales en Brasil sobre inversiones materiales e inmateriales realizadas en

relación con los proyectos de petróleo y gas. Las dos formas principales de dichos gravámenes son devalor agregado (impuesto a la venta) y derechos de importación. La aplicación real de estos gravámenesson específicos dependiendo del proyecto y la ubicación.

PROPIEDADES PRINCIPALES

Colombia

Cuenca Llanos Profundos

(1)

Área regresada a la ANH de 35.046 acres aprobado y efectivo el 31 de diciembre de 2012.(2) La ANH están en las fases 1 y 2

Corcel (44.759 acres)

El Bloque Corcel se encuentra en la Cuenca de los Llanos y se rige por un contrato de la ANH, que fuefirmado el 2 de junio de 2005. El contrato se encuentra actualmente en sus primeros dos años de fase postexploratoria después del periodo inicial de seis años de exploración.

En el 2006, Petrominerales adquirió 47 km2 de sísmica 3D en la parte suroeste de Corcel, que representaaproximadamente el 15% de la superficie del Bloque. A partir de esta primera sísmica 3D, el primer

descubrimiento, Corcel A1, fue perforado en julio de 2007. Posteriormente, la Compañía adquirió sísmica3D en el resto del Bloque y la actividad de perforación se ha traducido en 13 descubrimientos de los 22objetivos potenciales, resultando en un total de 34 pozos de exploración y de desarrollo perforados. Paramanejar y procesar la producción, Petrominerales ha construido una planta de procesamiento central en elBloque.

La producción acumulada en el Bloque al 31 de diciembre de 2012 fue de 18,7 millones de barriles de petróleo y promedio 6.771 bbl/d en 2012. Los evaluadores independientes de reservas asignaron 5,2

Bloque

Area(acres

brutos)

Participa

ción (%)

Fechaefectiva del

Contrato

Numerode Fase

Actual

Fecha deExpiración

de Fase

Actual Compromisos Actuales

Corcel (1) 44.759 100% 02-Jun-05PEP. 1 de

2 1-Jun-13Un pozo exploratorio (completado)+ un pozo de evaluación (completado)

Guatiquía 26.349 100% 28-Ago-07 6 de 6 27-May-13 Un pozo exploratorio (completado )

Bloque 31 163.903 100% 16-Feb-09 2 de 2 15-Feb-14

148 km sísmica 2D (completado), 60 kmsísmica 3D (completado) + dos pozosexploratorios (completados)

Bloque 25(2) 169.805 100% 16-Feb-09 1y2 de 2 24-Ago-15Cuatro pozos exploratorios (un pozocompletado) + sísmica (completado)

Bloque 59 131.289 100% 21-Jun-11 1 de 2 20-Jun-14 303 km sísmica 3D+ cuatro pozos exploratorios

Bloque 15 63.114 100% 21-Jun-11 1 de 2 20-Jun-14 101 km2 sísmica 3D+ dos pozos exploratorios

599.219



27

millones de barriles restantes de reservas probadas más probables en el Bloque al 31 de diciembre de2012.

La Compañía cree que hay un potencial adicional de hidrocarburos que permanece en el Bloque. LaCompañía cuenta con 16 prospectos de exploración en su inventario de prospectos y planea perforar hastatres prospectos en el Bloque Corcel en el 2013.

El Bloque Corcel está sujeto a un interés del 8% de las utilidades netas concedidas al propietario original.Este es el único interés de terceros que afecta bloques de exploración y producción de Petrominerales. El NPI de Corcel se calcula mediante la aplicación de un 8% de la utilidad neta, si es positiva. La ganancianeta se calcula restando de las ventas de petróleo los siguientes costos: regalías, transporte, gastos deoperación, una asignación de gastos generales y gastos de capital. La cuenta de NPI es un saldoacumulado y ninguna cantidad se paga cuando la cuenta tiene un saldo negativo.

Guati quía (26.349 acres)

El Bloque Guatiquía se encuentra en la Cuenca de los Llanos y es contigua a la esquina suroeste delBloque Corcel. El bloque se rige por un contrato de la ANH, que fue firmado el 28 de agosto de 2007 yestá actualmente en su sexta fase de exploración.

Petrominerales ha adquirido sísmica 3D en sobre todo el Bloque Guatiquía. La Compañía hizo tresdescubrimientos de petróleo de cuatro intentos; Candelilla en enero de 2010, Azalea y Yatay en el año2011. En estos campos se han producido de forma acumulativa 18,4 millones de barriles y al 31 dediciembre 2012 los evaluadores independientes de reservas asignaron 8,1 millones de barriles de reservas probadas más probables en el Bloque. La Compañía cuenta con cinco prospectos en el Bloque Guatiquía.

Bl oque 31 (163.903 acres)

El Bloque 31 se encuentra en la Cuenca de los Llanos y está al sur del Bloque 25 y al norte del adyacenteBloque Corcel. El Bloque se rige por un contrato de la ANH, que fue firmado el 16 de febrero de 2009 y

actualmente se encuentra en su segunda de dos fases de exploración.

El Bloque se divide entre la tendencia menos profunda de Corcel y la tendencia profunda de piedemonte.

En la tendencia menos profunda del Bloque Corcel, Petrominerales adquirió 148 kilometros ² de sísmica3D en el 2010 y basados en la interpretación inicial de sísmica, perforamos cinco pozos en el 2011. Se probaron hidrocarburos no comerciales en estos pozos que no llegaron a cumplir las expectativas de laCompañía. Como resultado, la Compañía ha iniciado una reevaluación del modelo de exploración en estaárea. En la tendencia más profunda de piedemonte del Bloque Corcel, un programa de 239 km 2 deadquisición sísmica 3D se completó en el primer trimestre de 2012.

Bloque 25 (169.805 acres)

El Bloque 25 se encuentra en la Cuenca de los Llanos y está al sur y en línea con el campo Cusiana-Cupiagua, que ha producido más de mil millones de barriles de petróleo a la fecha. El Bloque se rige porun contrato de la ANH que fue firmado el 16 de febrero de 2009 y se encuentra en la primera y segundade dos fases de exploración.

En el 2012, Petrominerales perforó y probó Bromelia-1, y aunque se recuperó agua de cada zona de la prueba, la Compañía se vio alentada por la capacidad de entrega del reservorio encontrado en estas profundidades en el Bloque. La compañía espera perforar el segundo pozo en la segunda mitad de 2013



28

luego de completar el programa de 282 km2 de sísmica 3D que se encuentra actualmente en proceso deadquisición. La Compañía tiene ocho prospectos de exploración en su inventario.

Bloque 59 (131.289 acres)

El Bloque 59 se encuentra en la Cuenca de los Llanos y al norte de los campos petroleros Apiay yCastilla. El Bloque se rige por un contrato de la ANH, que fue efectivo el 21 de junio de 2011 y

actualmente se encuentra en la primera de dos fases de exploración.Los primeros compromisos de trabajo de la fase incluyen el gasto de $ 24,2 millones en tres años paraadquirir por lo menos 303 km2 de sísmica 3D y la perforación de cuatro pozos de exploración. El Bloquecuenta con más de 500 km de sísmica 2D. En el 2012 la Compañía adquirió 379 km2 de sísmica 3D en el bloque. Petrominerales actualmente tiene cuatro prospectos de exploración en el inventario de prospectosy se espera comenzar el programa de perforación exploratoria durante la segunda mitad de 2013.

Bl oque 15 (63.114 acres)

El Bloque 15 se encuentra en la Cuenca de los Llanos y está ubicado al noreste de los campos petrolerosde Cusiana-Cupiagua. El Bloque se rige por un contrato de la ANH que fue efectivo el 21 de junio de2011 y actualmente se encuentra en la primera de dos fases de exploración.

Los primeros compromisos de trabajo de la primera fase incluyen el gasto de $ 10,0 millones durante tresaños para adquirir por lo menos 101 km2 de sísmica 3D y la perforación de dos pozos de exploración. LaCompañía debe reprocesar la sísmica existente en el bloque y planea realizar un programa de adquisiciónsísmica en el 2014.

Cuenca de Llanos Centr al

(1) Área refleja una devolución de 35.521 acres aprobadas por la ANH efectiva el 31 diciembre de 2012. (2) Área refleja una devolución de 50.538 acres aprobadas por la ANH efectiva el 31 diciembre de 2012. (3) Área refleja una devolución de 49.623 acres aprobadas por la ANH efectiva el 31 diciembre de 2012.

Bl oque Casanare Este (43.924 acres)

El Bloque Casanare Este se encuentra cerca de varios campos productores de petróleo en la Cuenca de losLlanos y al sur del Bloque Castor. El Bloque se rige por un contrato de la ANH que fue firmado el 2 de junio de 2005 y actualmente se encuentra en el primer periodo de dos años de post exploración.

A la fecha, Petrominerales ha perforado cuatro pozos exploratorios y ha adquirido 243 km2 de sísmica 3Den el Bloque, incluyendo 116 km2 de sísmica 3D adquirida en el 2011 para evaluar mejor los prospectosen el área.

Bloque

Area(acres

brutas)

Participación

(%)

FechaEfectiva

del

Contrato

Numero de

Fase Actual

Fecha deExpiraciónde la Fase

Actual Compromisos ActualesCasanare Este ) 43.294 100% 02-Jun-05 PEP 1 de 2 01-Jun-13 Un pozo exploratorio+ un pozos de evaluación(completado)

Casimena ) 57.166 100% 03-Nov-05 PEP 1 de 2 02-Nov-13 Un pozo exploratorio

Castor 55.292 100% 14-Nov-06 PEP 1 de 2 13-Jun-14 Un pozo exploratorio

Mapache ) 58.238 100% 31-Ago-06 PEP 1 de 2 29-Jun-14 Un pozo exploratorio

213.990



29

En el 2013, la Compañía planea perforar un pozos exploratorio en el Bloque.

Casimena (57.166 acres)

El Bloque Casimena se rige por un contrato de la ANH, que fue firmado el 3 de noviembre de 2005, yactualmente se encuentra en el primer periodo de dos años de post exploración.

A la fecha, Petrominerales ha perforado ocho pozos de exploración, cinco pozos de avanzada y adquirió235 km2 de sísmica 3D en el Bloque. El programa de exploración descubrió tres acumulaciones de petróleo, Yenac en 2010 y Mantis y Pisingo en el 2011, lo que resulta en 2.7 millones de barriles producidos.

La Compañía cuenta con 15 prospectos de exploración en su inventario y al 31 de diciembre de 2012, losevaluadores independientes de reservas asignaron 4,9 millones de barriles de reservas probadas más probables que quedan en el Bloque.

Castor (55.292 acres)

El Bloque Castor se encuentra cerca de varios campos productores de petróleo en la Cuenca de los Llanosy al norte del Bloque Casanare Este. El Bloque se rige por un contrato de la ANH que fue firmado el 14de noviembre de 2006, y actualmente se encuentra en el primer periodo de dos años de post exploración.

A la fecha, Petrominerales ha perforado dos pozos exploratorios que resultaron en un descubrimiento,Capybara en el 2010, un pozo de evaluación perforado y adquirió 300 km2 de sísmica 3D en el Bloque.

Mapache (58.238 acres)

El Bloque Mapache se rige por un contrato de la ANH que fue firmado el 31 de agosto de 2006, yactualmente se encuentra en el primer periodo de dos años de post exploración.

Petrominerales ha perforado seis pozos exploratorios y ha adquirido 133 km2 de sísmica 3D en el Bloque.Cinco descubrimientos de petróleo se hicieron de seis intentos, Mapache y Mirasol en 2009, Manzanillo

en 2010, Disa en el 2011 y Tucuso en el 2012. La producción acumulada en el Bloque fue de 0,9 millonesde barriles al 31 de diciembre de 2012 y los evaluadores independientes de reservas asignaron 0,3millones de barriles de reservas probadas más probables que quedan en el Bloque.

Bloques de Crudo Pesado en la Cuenca de los L lanos

(1) Área refleja una devolución de 58.498 acres aprobadas por la ANH efectiva el 31 diciembre de 2012.

Bloque

Area(acres

brutos)Participación

(%)

Fechaefectiva delContrato

Numerode FaseActual

Fecha deExpiración

de FaseActual Compromisos Actuales

Rio Ariari 514.426 100% 20-Abr-07 6 de 6 19-Abr-13 Dos pozos exploratorios(completados)

Chiguiro

Oeste

(1)

67.513 100% 20-Abr-07 PEP 1 de

2

19-Oct-14 Un pozo exploratorio

Chiguiro Este 178.272 100% 14-Jun-07 6 de 6 11-Jun-13 Un pozo exploratorio

760.211



30

Rio Ar iar i (514.426 acres), Chigui ro Oeste (67.513 acres) and Chi gui ro Este (178.272 acres)

En conjunto Petrominerales tiene 760.211 acres sobre los tres bloques en la región de crudo pesado de laCuenca de los Llanos. Cada uno de los bloques se rigen por un contrato de la ANH firmado en el 2007.Rio Ariari y Chiguiro Este están ambos en la sexta fase exploratoria y Chiguiro Oeste está en el primer

periodo de dos años de post exploración.A la fecha, Petrominerales ha adquirido 624 kilómetros de sísmica 2D y 756 km2 de sísmica 3D y perforó28 pozos de exploración en estos bloques.

De los pozos de exploración perforados, 12 fueron pozos verticales de exploración, 15 pozos fueron pozos estratigráficos y uno fue horizontal. En enero de 2013, la Compañía reinició la prueba de largaduración del primer pozo horizontal de la Compañía perforado en ésta área de crudo pesado, Tatamá-1 ydemostró una metodología de producción que soporta un proceso hacia la comercialización. Una vez latasa de la bomba alcanzó su máximo, el pozo produjo crudo de 9 grados API desde la Formación Miradora una tasa promedio de producción estabilizada de 556 bopd durante un período de 28 días con un cortede agua promedio de 86 por ciento y una declinación del 30 por ciento. Durante la prueba observamosuna mejora en el índice de producción y una correspondiente mejora en la eficiencia del flujodemostrando una respuesta positiva del reservorio. Como resultado, la Compañía planea reequipar el pozocon una bomba más grande para probar el pozo durante 48 días adicionales, el cual es el límite permitido por nuestra actual capacidad para disposición de aguas. En la segunda mitad del 2013 planeamos perforarun segundo pozo horizontal en el área de Mochelo con el fin de confirmar la extensión al sur de laacumulación de petróleo y probar la productividad de un pozo horizontal diseñado óptimamente que nosdará la base para una primera fase de desarrollo comercial. También en 2013, la compañía tiene previstoadquirir 80 kilómetros de sísmica 2D en el Bloque Rio Ariari y perforar un pozo de exploración en elBloque Chiguiro Oeste..



31

Cuenca Putumayo

Las Agui las (32.215 acres)

El Bloque Las Águilas se encuentra en la Cuenca del Putumayo hacia el oeste y sur de Orito, el mayoryacimiento de petróleo en la cuenca del Putumayo. El Bloque se rige por un contrato de la ANH que fuefirmado el 21 de octubre de 2005 y actualmente se encuentra en su quinta fase de exploración.

Petrominerales ha perforado dos pozos de exploración y ha adquirido 19 km2 de sísmica 3D en el Bloque.

El Bloque fue suspendido efectivo el 1 de junio de 2011 en conformidad con el acuerdo que hemosfirmado el 4 de enero de 2012 con la ANH, con el fin de dar tiempo a que el Ministerio de Interior definasi se requiere una consulta con la comunidad indígena. En el cuarto trimestre de 2012 la Compañíareanudó operaciones de perforación y perforó un segundo pozo exploratorio en el Bloque. Sin embargo,las barreras para adquirir la sísmica 3D persisten.

Contratos de Producción Incremental (CPI)

Petrominerales tiene dos CPI en dos campos en Colombia: Orito al sur de la Cuenca del Putumayo enColombia, y Neiva en la Cuenca del Alto Magdalena. Cada bloque se rige por un CPI independiente queexpira en junio de 2023 y requería ciertos gastos en los primeros años del contrato con el fin de avanzar alas fases de desarrollo posteriores. Las actividades iniciales de Petrominerales se enfocaron en elcumplimiento de los compromisos de trabajo requeridos por los CPI, lo que da Petrominerales el derechode llevar a cabo actividades de desarrollo en los bloques y la participación en la producción incremental

que se genere por encima de una línea base pre-definida de declinación.

La participación está sujeta a una regalía del 8% a pagar al Gobierno. La participación inicial de laCompañía en Orito y Neiva es de 79% y 69%, respectivamente. Estos niveles de participacióndisminuyen en cada contrato una vez que la proporción de los ingresos totales acumulados a los costostotales ("Factor R") es superior a 1,5 veces. En Factores R por encima de 2,5 veces, los niveles de participación en Orito y Neiva se fijan en 39,5% y 34,5%, respectivamente, como se indica en la siguientetabla:

R Factor Orito Neiva

1.5 to 2.5 79%/(R-0.5) 69%/(R-0.5)2.5 or more 39.5% 34.5%

BloqueArea (acres


(%)


FaseActual

Fecha deExpiración


Las Aguilas 32.215 100% 21-Oct-05 4 de 6

A ser

determinada

Un pozo de exploración(completado)

+ 88 km

2

sísmica 3D (pendiente)



32

Los ingresos acumulados, los costos y los factores R al 31 de diciembre de 2012 para cada uno de los CPIde la Compañía fueron los siguientes:

Orito Neiva

Ingresos acumulados (US$MM) 474,2 416,6

Costos acumulados (US$MM) 456,2 246,7

Factor R 1,04 1,69

Los ingresos acumulados incluyen la participación de la Compañía en las ventas de petróleo provenientesdel Bloque antes de la deducción de las regalías. Los costos acumulados incluyen los gastos de regalías,los gastos de transporte, los gastos de operación y costos de capital.

Campo Ori to

El campo Orito, el más grande del sur de la cuenca del Putumayo de Colombia, cuenta con un ampliainfraestructura, buen control de sísmica y conexión a un oleoducto de exportación subutilizado coninstalaciones de carga de agua profundas, permitiendo la fiscalización de la producción incremental de petróleo. De conformidad con el CPI, Petrominerales tiene acceso a toda la infraestructura existente y lainformación, mientras que Ecopetrol participa en cualquier incremento que Petrominerales genere durantela vida del contrato, que finaliza en junio de 2023. El CPI Orito cubre 42.492 acres brutos.

La formación Caballos es un yacimiento que contiene cuatro grandes paquetes y se interpreta como conuna inclinación marcada de contacto agua-petróleo, que varía desde una profundidad de 5.200 pies bajo elnivel del mar en la parte norte del campo a 6.200 pies bajo el nivel del mar en el sur. Este acuífero provee presión soporte para el yacimiento de Caballos como se evidencia por las presiones sin cambios relativosdesde 1980. Además, el fluido del yacimiento Caballos está graduado composicionalmente, desde lascondiciones originales de un crudo negro de 29 grados API en posiciones estructuralmente bajas,aumentando a 45 grados API con la disminución de la profundidad, y que culmina en una región de gascondensado en la parte superior del yacimiento. El complejo fluido combinado con el contacto inclinado y



33

la naturaleza de la estructura del yacimiento resulta en un sistema que tiene varios procesos conductoresque ocurren simultáneamente. "Combinación de Conductores" yacimientos de agua (conductores de agua,conductores de gas en solución, y la expansión del tope del gas) tienden a mostrar una alta eficiencia derecuperación. La producción acumulada total de la zona Caballos de aproximadamente 194MMbbl esconsiderablemente inferior al promedio para un campo de este tipo. Para mejorar la producción actual,Petrominerales está empleando una combinación de técnicas de recuperación primaria, tales como la perforación de pozos interespaciados, cambiando de elevación de gas a bombas electro sumergibles, y

pozos de re completamientos para mejorar el flujo de crudo.Al 31 de diciembre de 2012, el campo Orito había producido más de 240MMbbl incluyendoaproximadamente 199MMbbl desde la formación de Caballos, la más significativa de tres yacimientos enOrito. La mayoría de los gastos de la Compañía a la fecha se han centrado en la formación Caballos. LaGerencia de Petrominerales cree que el campo Orito ofrece numerosas oportunidades para crear valor através de perforación interespaciada, extensión del campo, modernización de las facilidades, larecuperación secundaria y otras técnicas de mejora probados en Canadá y en otros lugares.

En el 2012, la producción bruta de Orito promedió 4.303 bbl/d, y la producción base promedió 2.022 bbl/d, resultando en un producción incremental promedio de 2.281 bbl/d (1.802 bbl/d de participación dela Compañía antes de la deducción del 8% por regalías). El pronóstico de la producción base es:

Pronóstico de Producción Base deOrito

Año bbl/d

2013 1.9342014 1.8552015 1.7812016 1.7082017 1.649

2018 1.5892019 1.5342020 1.4812021 1.4332022 1.3842023 562

La producción del campo Orito es operado por Ecopetrol y al 31 de diciembre de 2012, había 57 pozos en producción. Petrominerales ha perforado 35 pozos en Orito a la fecha.

Campo Neiva

El campo Neiva en la Cuenca del Alto Magdalena se encuentra aproximadamente a 300 kilómetros alnoreste de Orito. Neiva tiene yacimientos múltiples de poca profundidad facilitando la perforación deexplotación de bajo riesgo. El yacimiento de Neiva consiste en secuencias de arena no convencionalescon potencial presencia de hidrocarburos por un total de 1.500 pies desde las formaciones Honda yDoima/Chicoral.



34

Petrominerales tiene 2.395 acres brutos (1.653 acres netos) de tierra en Neiva, en virtud de un CPI queexpira en junio de 2023. La producción del campo de Neiva es operado por Ecopetrol y al 31 dediciembre de 2012, había 128 pozos en producción. Para finales de 2012, Petrominerales había perforado73 pozos en Neiva.

En el 2012, la producción promedio diaria en el campo Neiva fue de 6.409 bbl/d y la producción base promedio de 1.621 bbl/d, lo que resulta en una producción incremental promedio de 4.789 bbl/d (3.286

bbl/d de participación de la Compañía antes de la deducción del 8% de regalías). El pronóstico de producción base es:

Pronóstico de Producción Base deNeiva

Año bbl/d

2013 1.5232014 1.4332015 1.348

2016 1.2682017 1.1922018 1.1212019 1.0552020 9922021 9322022 8772023 274

Perú

BloqueArea (acres


(%)


FaseActual

Fecha deExpiración


Cuenca Ucayali

Bloque 126 2.636.506 100% 20-Dic-07 3&4 de 4 21-Dic-14 Un pozo exploratorio ó 250 EWU(completado)

Bloque 161 1.215.225 100% 15-Jun-09 2 de 5 02-Mar-12 Adquirir, procesas e interpretar 350km desísmica 2D

Bloque 114 1.904.510 30% 06-Sep-06 2 de 4 15-Nov-13 Un pozo exploratorio ó 260 EWU

Bloque 131 2.447.510 30% 19-Ene-08 3 de 5 14-Sep-13 Un pozo exploratorio ó 400 EWU

Perú – Área Total 8.203.751

Bloque 126 (2,6 mill ones de acres)

Petrominerales es el operador y tiene una participación del 100% en el Bloque 126 en la Cuenca delUcayali. El Bloque se rige por un contrato de licencia con PeruPetro.

Petrominerales ha adquirido 150 km2 de sísmica 3D y 50 kilómetros de sísmica 2D en el Bloque. En 2011la Compañía inició un programa de perforación exploratoria y se perforaron dos pozos en el 2012. El



35

segundo pozo resultó en el descubrimiento Sheshea-1X a finales de octubre. En la actualidad, la compañíaestá buscando la aprobación regulatoria para un programa sísmica 2D y 3D, pruebas de producción delarga duración y la perforación de un pozo de avanzada en Sheshea. Además, ocho posibles prospectosadicionales se han identificado en este Bloque.

Bl oque 161 (1,2 mill ones de acres)

La Compañía tiene una participación del 100% en el Bloque 161, ubicado en la cuenca Ucayali. ElBloque se rige por un Contrato Licencia con PeruPetro y actualmente se encuentra en la segunda fase deexploración. Esta fase incluye 350 kilómetros de sísmica 2D. El contrato se encuentra actualmente enstatus de fuerza mayor debido a los retrasos en la aprobación de reglamentación de los Términos deReferencia y el Plan de Participación Pública, que es necesario para iniciar el estudio de impactoambiental.

Bloque 114 (1.9 mill ones de acres)

Petrominerales tiene una participación del 30% en el Bloque 114 en la Cuenca del Ucayali. El Bloque serige por un Contrato de Licencia con PeruPetro y se encuentra en la segunda fase de exploración queincluye 260 unidades de trabajo de exploración.

Para cumplir con los compromisos, el operador planea adquirir 325 kilómetros de sísmica 2D en julio de2013. En diciembre de 2011 el operador solicitó y le fue concedido el estado de fuerza mayor debido a losniveles excepcionalmente altos de los ríos y las fuertes lluvias que ha inundado una parte de este Bloque, por lo que la adquisición de sísmica ha sido imposible. En marzo de 2012 el status de fuerza mayor fuelevantado y el operador pudo iniciar el plan. A la fecha, 260 kilómetros de sísmica 2D han sido adquiridosy están siendo interpretados y cuatro prospectos perforables y ochos posibles prospectos han sidoidentificados en este bloque. El operador planea perforar el primer pozo exploratorio en el 2014. Eloperador del Bloque está obligado a pagar la parte de los costos incurridos por Petrominerales en la faseactual de sísmica y el primer pozo exploratorio y la mitad de los costos asociados con la perforación delsegundo pozo exploratorio, siendo los costos el máximo acordado en la perforación, completamiento y prueba AFE del pozo más el 10%.

Bloque 131 (2,4 mill ones de acres)

Petrominerales tiene una participación de 30% en el Bloque 131, ubicado en la cuenca Ucayali. El Bloquese rige por un Contrato Licencia con PeruPetro y actualmente se encuentra en la tercera fase deexploración. Esta fase incluye 400 unidades de trabajo de exploración y un pozo exploratorio antes deseptiembre de 2013.

El operador ha identificado tres prospectos perforables. El primer pozo está previsto para finales de 2013con un segundo pozo a ser perforado en el 2014. El operador del Bloque está obligado a pagar la proporción de los costos de Petrominerales en la fase actual de sísmica, el primer pozo exploratorio y lamitad de los costos asociados con la perforación del segundo pozo exploratorio, siendo los costos el

máximo acordado en la perforación, completamiento y prueba AFE del pozo más el 10%.



36

Brasil

Bloque

Area(acres

brutas)

Participación

(%)

Fecha

Efectiva

Numerode Fase

Actual

FechaVencimiento

Fase Actual Compromisos Actuales

Cuenca Recôncavo

Bloque 131 5.016 75% ) 18-Oct-12 2 de 2 18-Oct-14 Un pozo exploratorio (planeado en 2014)




Bloque 182 5.239 75% (1) 25-Ene-13 2 de 2 25-Jul-14 Un pozo exploratorio (planeado en 2014)

Bloque 196 5.906 75% ) 25-Ene-13 2 de 2 25-Jul-14 Un pozo exploratorio (planeado en 2014)

Bloque 197 7.339 75% ) 29-Abr-12 2 de 2 29-Abr-14 Un pozo exploratorio (planeado en 2014)

Bom Lugar Field 2.238 75% ) 2008 N/A 2023 No hay compromisos

Jiribatuba 563 75% (1) 2009 N/A 2024 No hay compromisos

Aracaju 1.418 75% ) 2008 N/A 2023 No hay compromisos

Brasil – Área Total 43.533

1. Petrominerales adquirió el 75% de Alvopetro, subsidiaria que indirectamente tiene a Alvopetro S.A. Alvopetro S.A. tiene el100% de participación en los bloques y campos enumerados en Brasil.

Campos Maduros: Bom Lugar (2.238 acres), Ji r ibatuba (563 acres) and Aracaju (1.418 acres)Alvopetro SA tiene una participación del 100% en los campos Bom Lugar, Jiribatuba y Aracaju en laCuenca Recôncavo, en tierra firme Brasil. Estos campos se rigen por contratos de concesión con la ANP,

tienen un plazo de 15 años desde que se declaración de comercialidad que puede ser prorrogado un añoantes del vencimiento y están sujetos a regalías totales por valor del 5,5%. La producción actual es deaproximadamente 50 barriles de petróleo liviano por día. Alvopetro SA planea perforar un pozo dedesarrollo probado en el 2013 y un pozo contingente en planeado en el 2014.

GENERAL

Seguros

La Compañía mantiene un seguro con una cantidad que considere adecuada y consistente con la prácticade la industrial y sus operaciones. Vea la información adicional contenida en el encabezado "Factores de

riesgo - seguridad".

Empleados

Al 31 de diciembre de 2012, Petrominerales y sus filiales, en conjunto, tenían 410 empleados.



37

Habilidades Especializadas y Conocimiento

La Compañía considera que su éxito depende en gran medida el desempeño de sus directivos y empleadosclave, muchos de los cuales tienen conocimientos y habilidades especializadas relacionadas con las|operaciones de petróleo y gas. La Compañía considera que cuenta con personal adecuado con losconocimientos especializados necesarios para realizar con éxito sus operaciones.

Comercialización de CrudoLa producción de la Compañía de petróleo se vende, según se determina con base en los precios demercado ajustado por las diferencias de calidad, a cuatro principales contrapartes.

Contratos de Venta – Cuenca de Llanos

La Mayoría de la producción de los Llanos de Petrominerales en el 2012 fue transportada por el oleoductode Ocensa y vendida en el puerto de Coveñas. Los precios recibidos por Petrominerales de conformidadcon los contratos de venta se basan generalmente en el precio de referencia promedio ajustado por undiferencial de calidad y tarifas de comercialización. El diferencial de calidad se basa generalmente en eldescuento (prima) promedio sobre la mezcla Vasconia al WTI (para petróleo crudo de API medio). En el2011 y 2012 la mezcla Vasconia se ha correlacionado con el precio de referencia Brent. Las tarifas de

comercialización son un costo fijo por barril y los costos de transporte por oleoducto varían en función dela estación de descarga en la cual se entrega el petróleo.

En el 2012, la Compañía transportó su petróleo de la Cuenca de los Llanos a un costo promedio de$6,71/bbl y un precio promedio realizado de $96,34/bbl.

Contrato de Venta – Orito y Neiva

La producción de petróleo de Orito se vende en Tumaco de conformidad con un contrato de ventas conEcopetrol con base en el precio de la mezcla South Blend (puerto de Tumaco) ajustado a la diferencia decalidad menos las tarifas de comercialización y transporte por oleoducto. El costo de transporte poroleoducto desde Orito fue en promedio $2.21/bbl y el precio promedio realizado en Orito fue de $106,92

en el 2012.La producción de petróleo de Neiva se vende en cabeza de pozo a través de un contrato de ventas con untercero, en virtud del cual el precio recibido se basa en el precio de exportación real del comprador, elcual usualmente se negocia sobre la base del WTI ajustado por un descuento o prima respecto a la mezclaVasconia por diferencias de calidad, menos las tarifas de comercialización y transporte por oleoducto. El precio promedio del petróleo realizado de Neiva fue de $104,88/bbl en 2012.

Precios de Crudo y Diferenciales

La siguiente tabla ilustra el Brent, WTI y promedio diferencial comparado con el WTI para ciertos crudoscolombianos.

Precio Promedio MensualPrima de WTI US$/bbl

Mes – 2011Brent

~38 APIWTI

~39 APISouth Blend

~30 APIMes – 2011

Brent~38 API

WTI~39 API

Enero 110,58 100,32 10,02 6,64 2,56 7,96Febrero 119,55 102,26 10,93 12,61 8,29 14,11Marzo 125,33 106,21 17,05 14,62 10,40 16,11Abril 119,53 103,32 16,27 12,32 8,02 13,81



38

Mayo 110,20 94,72 19,93 9,67 5,67 10,96Junio 95,58 82,41 7,59 8,48 4,54 9,52Julio 102,59 87,93 19,29 9,46 5,50 10,46Agosto 113,37 94,16 2,47 12,28 8,59 13,26Septiembre 112,86 94,56 14,24 13,01 8,10 14,02Octubre 111,60 89,57 18,49 13,80 9,12 14,81

Noviembre 109,11 86,73 20,70 15,84 10,87 16,84

Diciembre 109,34 88,25 N/A 15,07 10,32 16,06Promedio 2012 111.64 94,20 14,27 11,98 7,66 13,16

Mes – 2013Enero 113,01 94,83 12,60 11,37 6,14 N/AFebrero 116,28 95,32 18,30 14,38 9,02 N/A

Inversiones en Oleoductos

El 20 de julio de 2011, la Compañía adquirió una participación del 5% en el Oleoducto Central SA,operador del oleoducto de Ocensa, por un precio de compra en dólares de los Estados Unidos de $281

millones. Los 830 kilómetros del oleoducto de Ocensa comienzan en los campos de Cusiana y Cupiagua yterminan en el puerto de Coveñas de la costa caribeña de Colombia. El oleoducto de Ocensa transportaaproximadamente 575.000 bpd desde la Cuenca de los Llanos. Esta adquisición disminuyó los costos detransporte de la Compañía en comparación con el transporte por carrotanques para una significativa porción de la producción desde la cuenca de los Llanos. Además, el aumento del volumen de nuestro petróleo transportado por oleoductos reduce los riesgos asociados con el transporte de crudo porcarrotanques y la exposición de la Compañía a la escalada en los costos de transporte por carrotanques,además de que mejora la flexibilidad de comercialización incrementando el acceso a los mercadosinternacionales de crudo. En enero de 2013, Ocensa se reestructuró de ser una organización derecuperación de costos a una orientada a las utilidades; como resultado, los accionistas de Ocensa esperanrecibir pago de dividendos semestralmente.

El 11 de noviembre de 2010, Petrominerales acordó participar con el 9,65% de interés en el OBC. El proyecto del oleoducto OBC es construir y operar un oleoducto de uso privado en la Cuenca de los Llanosde Colombia entre Casanare y Coveñas que tendrá 960 kilómetros de largo y una capacidad final de450.000 barriles de petróleo por día. El oleoducto será construido en múltiples fases, de la cuales la primera fase se espera adicione aproximadamente 120.000 bpd (11,580 netos bpd) de capacidad dedescarga a partir de la segunda mitad del 2013. Al 31 de diciembre de 2012 la Compañía ha pagado $37,8millones por una participación del 9,65% de las acciones ordinarias del OBC y ha realizado avances por$9,5 millones de costos iniciales de construcción del oleoducto. Para cubrir los demás costos, el OBCtiene aprobado una línea de crédito asegurada para financiar el 70 por ciento de los costos del oleoductode los cuales $819 millones ($79.0 millones netos) han sido desembolsados. Actualmente, las futurasfases del oleoducto están en revisión y la Compañía tiene la opción de participar en estas expansiones ymantener su participación de manera proporcional.

Acuerdos de Facilidades de Descarga de Crudo

El acceso a estaciones de descarga y oleoductos es importante para el transporte de la producción en losoleoductos de la Cuenca de los Llanos. Al 31 de Diciembre de 2012, la Compañía ha adquirido losderechos para descargar hasta 41.580 bbl/d a cuatro estaciones de descargue diferentes en la Cuenca delos Llanos. El monto de los derechos de descarga contraídos da a la Compañía la habilidad paramaximizar la capacidad de transporte de sus inversiones en oleoductos...



39

Marco Regulatorio

El marco regulatorio ambiental en Colombia, incluyendo salud ocupacional, seguridad industrial, protección ambiental y responsabilidad social que rige la industria del petróleo y el gas se divide en dos partes: planeación y cumplimiento.

Planeación

El desarrollo de proyectos de hidrocarburos en Colombia requiere la tramitación de una licenciaambiental para cada etapa (perforación exploratoria, producción, construcción de oleoductos y operación).La organización gubernamental responsable de la evaluación de estos procesos, otorgar licencias yrealizar la supervisión es la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales ("ANLA"), que hace parte delMinisterio de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible ("MADS"). La obtención de una licenciaambiental requiere la preparación de una Evaluación de Impacto Ambiental ("EIA"), a partir del cual elANLA evalúa la viabilidad de la concesión de la licencia ambiental. La EIA es una herramienta de planificación para el proyecto y la licencia ambiental es la autorización que establece las condiciones,requisitos y obligaciones para el desarrollo de este proyecto. Cuando se realiza un descubrimiento, y encumplimiento de las obligaciones del Contrato E&P firmado con la ANH, es necesario para obtener unaLicencia Ambiental Global.

El diseño y construcción del oleoducto del campo está sujeto a un proceso de obtención de licenciaambiental que consta de dos partes. Primero, se realiza un Diagnóstico Ambiental de Alternativas – DAAes preparada, para indicar diferentes opciones para el trazado del oleoducto, que deben ser aprobados porel ANLA. Una vez se obtiene la aprobación de la DAA, la empresa debe aplicar a la licencia ambiental para la construcción y operación del oleoducto, para lo cual deberá desarrollar el EIA correspondiente.

Una vez que la licencia ambiental de un campo de producción está en regla, la perforación de desarrollo,las líneas de flujo, los acumuladores y demás elementos de infraestructura de producción puedenincorporarse preparando un Plan de Manejo Ambiental (“PMA”) específicos. Esto también es válido paratodas las actividades que Petrominerales adelanta en el desarrollo de sus CPI.

La responsabilidad social en la planeación del proyecto incluye el adelantar consultas con lascomunidades locales a través de procedimientos regulatorios en función del tipo de comunidad a serconsultada (esto es, pobladores, campesinos, indígenas, afro colombianos). Además, cada EIA y PMAdebe incluir un plan integral en relación con salud ocupacional y seguridad industrial, basado en normasnacionales y estándares internacionales con respecto a salud y seguridad.

Cumplimiento

La segunda área esencial en salud ocupacional, seguridad industrial, protección ambiental yresponsabilidad social es mantener estándares óptimos de cumplimiento de las normas. En Colombia,estas normas incluyen estándares específicos de calidad del aire y agua, de tratamiento y eliminación de

aguas negras y desechos sólidos, de control de emisión de contaminantes del aire y de higiene industrial.

Las operaciones de la Compañía están sometidas a un estricto control y seguimiento por parte del ANLAy de las corporaciones ambientales regionales (Corpoamazonia en Putumayo, Cormacarena en Meta,Corporinoquia en Casanare y el CAM en Neiva). Estas autoridades regionales pertenecen al SistemaAmbiental Nacional de Colombia (SINA).

Petrominerales usa auditores independientes para asuntos relacionados con el medio ambiente y lacomunidad en todas las zonas de operación. Estos auditores velan por que los empleados y contratistas



40

cumplan con la legislación ambiental, los requisitos fijados por las corporaciones ambientales regionales,y sigan los planes de manejo ambiental aprobados.

Al final de cada operación, se prepara un informe de cumplimiento ambiental (ICA), y con base en elinforme, las entidades ambientales realizan una visita y preparan una evaluación final.

Políticas y Procedimientos de Medio Ambiente, Salud y Segur idad

Las principales estrategias ambientales de la Compañía incluyen la preparación de estudios de impactoambiental integrales y el diseño de planes de manejo ambiental específicos para cada proyecto. PCL promueve la participación de la comunidad local en la planeación ambiental a fin de establecer unarelación armónica entre la actividad petrolera y los medios locales de producción.

Petrominerales cree que está cumpliendo cabalmente con la legislación ambiental en las jurisdicciones enlas que opera en este momento (Colombia, Perú y Brasil). La política de Petrominerales es hacer todo loque esté razonablemente a su alcance para asegurar el cumplimiento de la legislación de protecciónambiental. Petrominerales está comprometida con el cumplimiento de su responsabilidad de proteger elmedio ambiente dondequiera que opere y tomará aquellas medidas que sean necesarias para asegurar elcumplimiento de la legislación ambiental.

El seguimiento y notificación del desarrollo de los programas de medio ambiente, salud y seguridad("EH&S") en el día a día, así como las inspecciones y evaluaciones, están diseñados para proporcionar laseguridad de que las normas ambientales y regulatorias se cumplan. Petrominerales mantiene unavigilancia activa de integridad y un programa de gestión de nuestra superficie de las tuberías, facilidades,tanques de almacenamiento y tuberías subterráneas. Los planes de contingencia están listos para dar unarespuesta oportuna a un evento ambiental, y los programas de abandono, rehabilitación y recuperaciónestán listos para restaurar los eventos ambientales. La Compañía realiza también una revisión detalladacomo parte del proceso de adquisición para determinar si los activos adquiridos cumplen con laregulación y normas ambientales y evaluar las responsabilidades el respecto. Petrominerales esperaincurrir en costos de abandono y reclamación a medida que las propiedades de petróleo y gas seanabandonadas y reclamadas. La Compañía también espera incurrir en costos ambientales relacionados conla reforestación de tres años en las tierras afectadas por los pozos, facilidades y líneas de sísmica. En el

2012, los gastos incurridos para el cumplimiento normal de las normas ambientales, así como los gastos por desmantelamiento fueron $4.9 millones. Basado en estimaciones actuales, el costo futuro total previsto sin descontar de costos de abandono y reclamación en que se incurrirá durante la vida útil de lasreservas se estima en aproximadamente $ 71,8 millones y los costos ambientales se estiman enaproximadamente $11,6 millones. Al 31 de diciembre de 2012, Petrominerales registró una obligación pordesmantelamiento de $69,5 millones sobre la base de una tasa de descuento del 2,4%. Y una provisiónambiental de $11,6 millones Consulte la sección "Otra Información de Petróleo y Gas - Informaciónadicional relativa a costos de abandono y reclamación".

La Gerencia de la Compañía es responsable de revisar los sistemas de control interno de la Compañía enlas áreas de salud, seguridad y medio ambiente y nuestras estrategias y políticas relativas a la salud,seguridad y medio ambiente, incluido el plan de respuesta a emergencias de la Compañía. La Gerencia

reporta a la Junta Directiva trimestralmente con respecto a las cuestiones de medio ambiente, salud yseguridad, incluyendo: (i) el cumplimiento con todas las leyes, regulaciones políticas con respecto aEH&S; (ii) sobre las nuevas tendencias, temas y reglamentos relacionados al EH&S que son relevantes para la Compañía, (iii) los resultados de cualquier informe importante por las agencias reguladoras,consultores en temas de EH&S o auditores externos sobre el desempeño en EH&S; iv) las medidascorrectivas necesarias para abordar las cuestiones y riesgos con respecto al desempeño en las áreas deEH&S que han sido identificados por la Gerencia, auditores externos o por los organismos reguladores, v)los resultados de cualquier revisión con la Gerencia, contadores externos, asesores externos y asesores



41

jurídicos de las grandes implicaciones corporativas, tales como la adquisición o ampliación de lasfacilidades o desmantelamiento de las facilidades, y vi) todos los incidentes y cuasi accidentes conrespecto a las operaciones de la Compañía, incluyendo las acciones correctivas tomadas como resultadode los mismos.

Tendencias en la Regulación Ambiental

La Compañía cree que es razonablemente probable que la tendencia hacia estándares más severos en lalegislación y normas ambientales se mantenga. La Compañía espera mayores inversiones de capital ygastos operativos como resultado de leyes cada vez más rigurosas relacionadas con la protección delmedio ambiente. No puede ofrecerse garantía alguna de que las leyes ambientales no resultarán en unrecorte de la producción o en un aumento sustancial de los costos de producción, las actividades dedesarrollo o exploración, o de que no afectarán adversamente de algún otro modo la situación financiera,los gastos de capital, los resultados de las operaciones, la posición competitiva o las perspectivas de laCompañía.

Relaciones con la Comun idad

Petrominerales ha desarrollado un conjunto de políticas y prácticas que complementan sus obligaciones básicas como una herramienta de desarrollo para las comunidades vecinas. La estrategia deresponsabilidad social corporativa se basa en los siguientes principios fundamentales:

Abrir una oficina de representación en cada comunidad donde se desarrollan operaciones;Petrominerales ha abierto cuatro oficinas y planea abrir tres más en el futuro inmediato mientrasse amplían nuestras operaciones;

Crear oportunidades locales de empleo, iniciativa que ha sido bien recibida entre los integrantesde la comunidad y que ha contribuido a cimentar una relación armónica con la Compañía y susoperaciones;

Ofrecer programas de educación y capacitación para fortalecer las relaciones con la comunidad ycon las autoridades locales, identificar nuevos mercados para los bienes y servicios locales yreducir la dependencia de la industria, e

Involucrar a las comunidades en estudios y procesos relacionados con el manejo ambiental

creando sinergias entre la experiencia de Petrominerales y el conocimiento local.

INFORMACIÓN DE RESERVAS DE PETROLEO Y GAS

Revelación de Información de Reservas

La Compañía contrató a “D&M” para evaluar las reservas al 31 de diciembre de 2012. Los datos dereservas presentados en el presente AIF se basan en el reporte de D&M de fecha 15 de febrero de 2013,con corte efectivo al 31 de diciembre de 2012.

El informe de D&M presenta una evaluación al 31 de diciembre de 2012 de la extensión y valor de lasreservas de petróleo crudo y GNL probadas y probables de los bloques Corcel, Guatiquía, Mapache yCasimena (localizados en la cuenca de los Llanos), Orito (ubicado en la cuenca del Putumayo) y Neiva(ubicado en la Cuenca del Alto Magdalena) de Colombia. El Informe de D&M no incluye ningunaevaluación de las áreas de crudo pesado de la Compañía en Colombia, nuestro descubrimiento Sheshea enPeru, o ninguna de los prospectos identificados en nuestras áreas de exploración en Colombia, Peru niBrasil. El Informe de D&M se elaboró usando definiciones de reserva de acuerdo con aquellas del NI 51-101. PCL posee participaciones en estas reservas. Los bloques Corcel, Guatiquía, Mapache, y Casimena



42

son operados exclusivamente por Petrominerales. El operador de las propiedades de Orito y Neiva esEcopetrol. El Informe de D&M se elaboró con precios y costos pronosticados.

Las reservas estimadas en el Informe de D&M están catalogadas como reservas brutas, brutas de laCompañía y netas de la Compañía. Las reservas brutas se definen como el petróleo total estimado que se producirá después del 31 de diciembre de 2012 a partir de las reservas evaluadas en el Informe de D&M.Las reservas brutas de la Compañía se definen como la participación efectiva en las reservas brutas de

Petrominerales antes de la deducción de regalías. Las reservas netas de la Compañía se definen como lasreservas brutas de la Compañía después de la deducción de las regalías. Las reservas netas y brutasestimadas de la Compañía en los campos de Orito y Neiva se limitan a la participación que lecorresponde a la Compañía de los volúmenes de incrementales producidos por encima de las curvas de producción de línea base predefinida según los términos de los CPIs suscritos con Ecopetrol.

El Informe de D&M presenta los valores que se estimaron para las reservas probadas y probadas más probables, usando los costos dispuestos por Petrominerales en dólares de los Estados Unidos ($). Los precios utilizados se basaron en el pronóstico del precio mundial del petróleo crudo de D&M y seajustaron con base en la información de Petrominerales acerca de los precios del petróleo realizados.Todos los valores monetarios consignados en el Informe de D&M están expresados en dólares de losEstados Unidos.

Los valores de las reservas probadas y probadas más probables consignados en el Informe de D&M estánexpresados en términos de ingreso bruto futuro, ingreso neto futuro, y valor presente estimados. Elingreso bruto futuro se define como el ingreso que será realizado a partir de la venta de las reservas brutasde la Compañía menos los gastos por regalías. El ingreso neto futuro se define como el ingreso brutofuturo menos los gastos directos operativos, costo de capital, participaciones en las utilidades netas eimpuestos del país anfitrión. Los gastos operativos incluyen gastos operativos de campo, costos de procesamiento del petróleo, costos de compresión, y una asignación de gastos generales que se relacionadirectamente con las actividades de producción. Los costos de capital incluyen partidas tales comofacilidades de producción de superficie, oleoductos, y la perforación de pozos.

Dado que todas las reservas de Petrominerales están ubicadas en Colombia, no se han contabilizadoimpuestos de renta canadienses en el Informe de D&M. El valor presente se define como el ingreso netofuturo descontado a una tasa de descuento arbitrario especificada compuesta mensualmente a lo largo del periodo de realización previsto.

Clasificación de las Reservas

Las reservas de petróleo incluidas en el Informe de D&M se clasifican por grado de probabilidad como probadas o probables. Para los propósitos del Informe, las reservas son aquellas cantidades de petróleo ygas que se espera que sean económicamente recobrables de las acumulaciones conocidas. Lasdefiniciones de reservas señaladas a continuación sirven como base para las estimaciones contenidas en elInforme de D&M. Las definiciones están de acuerdo con aquellas preparadas para el 51-101 como se presenta en el Manual de Evaluación de Petróleo y Gas de Canadá (COGE). Las reservas de petróleo seclasifican de acuerdo con las Secciones 5.4.1, 5.4.2 y 5.4.3 del Manual COGE. La Sección 5 del Manual

COGE contiene la explicación completa y oficial de las definiciones de reservas consignadas en el presente documento.

Notas a las Tablas de Datos de Reserva

En las tablas incluidas en este Forma de Información Anual, las siguientes definiciones y otras notasaplican. Las estimaciones de petróleo crudo presentadas en el Informe de D&M, están basadas en lasdefiniciones y guía contenidas en el manual COGE. Un resumen de estas definiciones se muestra acontinuación.



43

Categorías de Reservas

Las reservas son cantidades remanentes de petróleo crudo estimadas que se espera que sean recobrablesde acumulaciones conocidas a partir de una fecha dada, con base en:

análisis de datos de perforación, geológicos, geofísicos y de ingeniería;

el uso de tecnología establecida, y

condiciones económicas especificadas que sean generalmente aceptadas como razonables, y quesean reveladas.

Las reservas se clasifican de acuerdo con el grado de certidumbre asociado a las estimaciones.

Reservas Probadas – Las reservas probadas son aquellas reservas que puede estimarse con un alto gradode certidumbre de ser recuperables. Es probable que las cantidades remanentes reales recobradas excedanlas reservas probadas estimadas.

Reservas Probables – Las reservas probables son aquellas reservas adicionales con menos probabilidad deque sean recobradas que las reservas probadas. Es igualmente probable que las cantidades remanentes

reales recobradas sean mayores o menores a la suma de las reservas probables más las reservas probadasestimadas.

Estado de Desarr oll o y Producción

Each of the reserves categories (proved and probable) may be divided into developed and undevelopedcategories.

Reservas Desarrolladas – Las reservas desarrolladas son aquellas reservas que se espera que seanrecuperadas de los pozos existentes y facilidades instaladas o, si las facilidades no han sido instaladas,involucrarían un gasto menor (v.g. comparado con el costo de perforar un pozo) para poner la reservas en producción. La categoría desarrollada puede subdividirse en productoras y no productoras.

Reservas Productoras Desarrolladas – Las reservas productoras desarrolladas son aquellas reservas quese espera sean recobradas de intervalos abiertos completados al momento de la estimación. Estas reservasdeben estar en producción actualmente o, si han sido cerradas, deben haber estado en producciónanteriormente, y la fecha de reanudación de la producción debe conocerse con un grado de certezarazonable.

Reservas No Productoras Desarrolladas – Las reservas no productoras desarrolladas son aquellasreservas que o bien no han estado en producción, o han estado en producción anteriormente y ahora estánsuspendidas, pero se desconoce su fecha de reanudación de producción.

Reservas No Desarrolladas – Las reservas no desarrolladas son aquellas reservas que se espera que sean

recuperadas de acumulaciones conocidas cuando un gasto significativo, (v.g., el costo de perforar un pozo), es necesario para ponerlas en condiciones de producción. Deben satisfacer completamente losrequisitos de la clasificación de las reservas (probadas, probables, posibles) a la cual sean asignadas.

En las acumulaciones multi-pozo, puede ser apropiado asignar reservas totales entre las categoríasdesarrolladas y no desarrolladas o subdividir las reservas desarrolladas para el conjunto queacumulaciones en productoras desarrolladas y no productoras desarrolladas. Esta asignación debe basarseen el criterio del evaluador en cuanto a las reservas que serán recobradas de pozos, facilidades e intervalos



44

de culminación específicos en el conjunto de acumulaciones y su respectivo estado de desarrollo y producción.

Niveles de Certidumbr e para las Reservas Reportadas

Los niveles de certidumbre cualitativa a que se refieren las definiciones anteriores son aplicables aentidades de reserva individual (lo cual se refieren al nivel más bajo en el cual los cálculos de reservas se

realizan) y a reservas reportadas (lo cual se refiere a la suma de mayor nivel de estimaciones de entidadindividuales para las cuales se presentan estimaciones de reservas). Las reservas reportadas debenajustarse a los siguientes niveles de certidumbre bajo un conjunto específico de condiciones económicas:

al menos un 90% de probabilidad de que las cantidades realmente recobradas igualen o excedanlas reservas probadas estimadas; y

al menos un 50% de probabilidad de que las cantidades realmente recobradas igualen o excedanla suma de las reservas probables más probadas estimadas.

Es deseable una medida cuantitativa de los niveles de certidumbre concernientes a las estimaciones preparadas para las diferentes categorías de reservas para ofrecer una mayor comprensión de los riesgos eincertidumbres asociados. Sin embargo, la mayoría de las estimaciones de reservas serán preparadasusando métodos determinísticos que no ofrecen una medida de probabilidad cuantitativa derivadamatemáticamente. En principio, no debe haber diferencia entre las estimaciones preparadas usandométodos probabilísticos y aquellas preparadas usando métodos determinísticos.

I ncerti dumbres o Factores Signi fi cativos que Afectan l a I nformación de Reservas

Existen numerosas incertidumbres inherentes a estimar cantidades de reservas probadas, incluyendofactores no controlables por la Compañía. Los datos de reservas incluidos en el presente AIF representanestimaciones únicamente. De manera general, las estimaciones de las reservas de petróleo crudoeconómicamente recobrables y de los flujos de caja netos futuros de las mismas se basan en una serie defactores y supuestos variables, tales como la producción histórica de los lugares de operación, los efectosasumidos de la regulación por parte de agencias gubernamentales y los costos operativos futuros, todoslos cuales pueden variar considerablemente en relación con los resultados reales. La producción,

ingresos, impuestos y gastos operativos y de desarrollo reales de la Compañía en relación con estasreservas se apartarán de dichas estimaciones, y estas divergencias podrían ser materiales, siempre ycuando exista un grado de incertidumbre inherente asociado a la categoría de reservas particular revelada.

Las estimaciones en relación con reservas probadas que pueden ser desarrolladas y producidas en elfuturo suelen basarse en cálculos volumétricos y en la analogía con tipos de reservas similares en vez dela historia de producción real. Las estimaciones basadas en estos métodos son generalmente menosconfiables que aquellas basadas en la historia de producción real. La evaluación subsiguiente de lasmismas reservas con base en la historia de producción resultará en variaciones en las reservas estimadasque podrían ser materiales.

La Compañía ha usado precios y costos pronosticados al calcular las cantidades de reserva incluidas en

este AIF. Los flujos de caja netos futuros reales también se verán afectados por otros factores, tales comolos niveles de producción reales, la oferta y demanda de petróleo, los recortes o aumentos en el consumo por parte de los compradores de petróleo, los cambios en la tributación o en la regulación gubernamental,las tasas de cambio y el impacto de la inflación sobre los costos. Los valores estimados de los ingresosnetos futuros, ya sea que se calculen sin descuento o usando una tasa de descuento, no representan unvalor de mercado razonable.

Como se discutió bajo el título “Contratos de Producción Incremental”, las reservas de la Compañía enlos campos de Orito y Neiva también están sujetas a un cálculo de “Factor R” bajo el cual la part icipación



45

de la Compañía en la reservas disminuye a medida que aumenta la proporción entre los ingresosacumulados y los costos acumulados. Por consiguiente, a mayores precios los valores de reserva de laCompañía aumentan pero los volúmenes de reservas declinan, con lo cual aumenta la incertidumbreacerca de las reservas.

Salvo cuando se indique algo distinto, los volúmenes de producción diarios promedios de la Compañíadivulgados en el presente documento se basan en la producción de la participación efectiva de la

Compañía antes de la deducción de regalías pagadas a otros. Las estimaciones de reservas e ingresosnetos futuros para los lugares de operación individuales pueden no reflejar el mismo nivel de confianzaque las estimaciones de reservas e ingresos netos futuros para todos los bloques de operaciones, debido alos efectos de agregación. Nótese que en ciertos casos las columnas pueden no sumar debido al redondeo.

RESUMEN DE LAS RESERVAS DE PETROLEO Y GASPRECIOS Y COSTOS PRONOSTICADOS, al 31 de diciembre de 2012

PETRÓLEO LIVIANO YMEDIANO

GAS NATURALLIQUIDO

TOTAL

CATEGORIA DERESERVAS

CompañíaBrutas

Compañía Netas

CompañíaBrutas

Compañía Netas

CompañíaBrutas

Compañía Netas

(Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl)

ProbadasDesarrolladas 15.674 13.492 655 520 16.329 14.012Desarrolladas No 403 370 - - 403 370

No Desarrolladas 10.182 9.368 - - 10.182 9.368

Total Probadas 26.259 23.230 655 520 26.914 23.750

Probables 14.057 12.484 321 257 14.378 12.741Probadas mas Probables

40.316 35.714 976 777 41.292 36.491

VALORES PRESENTES NETOS DE INGRESOS NETOS FUTUROSPRECIOS Y COSTOS PRONOSTICADOS, al 31 de diciembre de 2012

ANTES DE DESCONTAR EL IMPUESTO A LA RENTADEL PAIS AL

DESP ES DE DESCONTAR EL IMPUESTO A LA RENTADEL PAIS AL INGRES

NETOFUTUR

PORUNIDAUS$/bb

(%año) (%/año)

0 5 10 15 20 0 5 10 15 20CATEGORIA DERESERVAS (US MM$) (US MM$) (US MM$) (US MM$) (US MM$) (US MM$) (US MM$) (US MM$) (US MM$) (US MM$)

ColombiaProbadas

Desarrolladas produciendo

883 789 715 655 606 882 788 714 654 605 5

Desarrolladas No produciendo 26 21 17 14 12 22 18 14 11 9 47 No Desarrolladas 501 386 301 237 188 350 255 185 133 93 32

Total Probadas 1.410 1.197 1.033 906 806 1.254 1.061 913 798 707 43

864 703 583 491 419 571 454 368 303 253 45

Probables 2.274 1.900 1.616 1.397 1.225 1.824 1.515 1.281 1.101 960 44Note:1. Antes de deducir el impuestos a la renta, descontado al 10% con base en reservas netas.



46

VALOR PRESENTE NETO DE LOS INGRESOS FUTUROS POR GRUPO DE PRODUCCIÓN (Descontado al 10% / año)PRECIOS Y COSTOS PRONOSTICADOS, al 31 de diciembre de 2012

INGRESOS FUTUTOS NETOSANTES DEL IMPUESTO DE

RENTA

INGRESOS FUTUTOS NETOANTES DEL IMPUESTO DE

RENTA

CATEGORIA DE RESERVAS GRUPO DE PRODUCCIÓN (US M$) (US$/bbl Reservas Netas)

Total Probadas Petróleo Crudo Liviano y

Mediano (1) 1.033 43.51

Probadas más Probables Petróleo Crudo Liviano yMediano (1) 1.616 44.29

Note:1. Incluye gases naturales líquidos.

INGRESOS FUTUROS NETOS POR GRUPO DE PRODUCCIÓN (Sin descontar)

PRECIOS Y COSTOS PRONOSTICADOS, al 31 de diciembre de 2012

CATEGORIA DE RESERVAS

Ingresos RegalíasCostos

OperacionalesCostos deDesarrollo

Costos deAbandonode Pozos

Ingresos NetosFuturos

antes deImpuestode Renta

Impuestode Renta

Ingresos NetosFuturosdespués

deImpuestode Renta

(USMM$)

(USMM$) (US MM$)

(USMM$)

(USMM$)

(USMM$)

(USMM$)

(USMM$)

Total Probadas 2.618 312 537 320 39 1.410 156 1.254

Probadas más Probables 4.043 474 806 449 40 2.274 450 1.824

CONCILIACIÓN DE RESERVAS BRUTAS POR PRINCIPAL TIPO DE PRODUCTOPRECIOS Y COSTOS PRONOSTICADOS

RESERVAS DE PETR LEO LIVIANO YMEDIANO (1) GAS NATURAL LIQUIDO

ProbadasBrutas de laCompañía

ProbablesBrutas de laCompañía

Probadas másProbables

Brutas de laCompañía

Probadas Brutasde la Compañía

ProbablesBrutas de laCompañía

Probadas másProbables Brutasde la Compañía

FACTORS (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl)

Diciembre 31, 2011 31,028 19,397 50,425 768 303 1,071

Extensiones - - - - - -

RecuperaciónMejorada

- - - - - -

Revisiones Técnicas 5,002 (4,860) 142 171 17 188

Descubrimientos 645 57 702 - - -

Factores (271) (573) (808) 4 2 5Producción (10,145) - (10,433) (288) - (288)

Diciembre 31, 2012 26,259 14,057 40,028 655 322 976



47

COSTOS DE DESARROLLO FUTURO

PRECIOS Y COSTOS PRONOSTICADOS

Total Proved ReservesTotal Proved Plus Probable

ReservesYEAR (USM$) (USM$)2013 110.472 128.1012014 101.026 124.3752015 80.987 121.135

2016 27.310 73.4702017 - 2.199

Posteriormente - -Total no descontado 319.795 449.280Total descontado al 10% 273.500 375.281

Se espera que los costos de desarrollo futuros sean financiados con flujo de caja generado internamente, yde ser necesario, mediante una combinación de posible financiación con venta de acciones y deuda, cuyoscostos no se espera que tengan un efecto ni sobre las reservas ni sobre los ingresos netos futuros.

Estimados de Producción

La siguiente tabla fija el volumen de la producción de la Compañía estimada para el año terminado el 31de diciembre de 2013, el cual se refleja en la estimación de los ingresos netos futuros de las tablascontenidas en el AIF.

PETROLEO LIVIANO YMEDIANO

GAS NATURALLIQUIDO

PETROLEOEQUIVALENTE

CATEGORIA DE RESERVASCompañía Brutas Compañía Brutas Compañía Brutas

(bbl/d) (bbl/d) (boe/d)ColombiaProbadas Produciendo

Pozos Profundos-Llanos 11.172 883 12.055Orito 1.477 - 1.477

Neiva 2.351 - 2.351Llanos Central 2.605 - 2.605Total Probadas Produciendo 17.605 883 18.488

Total ProbadasPozos Profundos-Llanos 11.172 883 12.055Orito 1.805 - 1.805

Neiva 2.444 - 2.444Llanos Central 5.139 - 5.139Total Probadas 11.172 883 21.443

Probadas más ProbablesPozos Profundos-Llanos 13.210 1.041 14.251Orito 2.660 - 2.660

Neiva 2.460 - 2.460Llanos Central 6.039 - 6039Total Probadas más Probables 13.210 1.041 25.410



48

Supuestos de Precios, Precios y Costos Pronosticados

En el Informe de D&M, D&M empleó los siguientes supuestos de precios a diciembre 31 de 2012 en laestimación de información de reservas usando precios y costos pronosticados.

Año

Petróleo

Crudo -West TexasIntermediateen Cushing(US$/BBL)

Colombia Sales Prices at the Field

Brent(US$/bbl)

LlanosProfundos(US$/bbl)

LlanosCentral

(US$/bbl)Neiva

(US$/bbl)Orito

(US$/bbl)

Tasa deInflación(%/year)

2012(1) 94,74 111,64 103,19 102,45 109,13 104,91 -

2013 93,00 103,91 94,40 89,71 99,52 103,91 2

2014 94,35 101,23 91,45 89,35 96,87 101,23 2

2015 95,72 98,82 88,80 86,49 94,24 98,82 2

2016 101,88 102,02 94,96 91,05 98,90 102,02 2

2017 106,62 102,26 96,68 92,77 100,64 102,26 2Poste-riormente

+2% por año +2% poraño

+2% por año +2% por año +2% por año +2% por año +2

Note:1.

Precio histórico realizado

Reservas No Desarrolladas

La siguiente discusión generalmente describe la base sobre la cual la Compañía atribuye las reservas nodesarrolladas probadas y probables y sus planes previstos para desarrollar tales reservas no desarrolladas.Información adicional concerniente a los planes de exploración y desarrollo de la Compañía para el añosiguiente se suministra bajo la sección “Principales Propiedades”.

Las reservas de petróleo crudo mediano a ligero no desarrolladas de la Compañía, consignadas en elInforme de D&M, están ubicadas en Colombia dentro de los bloques de exploración Guatiquía, Corcel,Casimena y Castor y los campos de Orito y Neiva. Dependiendo del éxito de las operaciones, en el cursode los próximos cinco años, la Compañía tiene los siguientes planes en relación con el desarrollo dereservas probadas y probables no desarrolladas:

Las reservas probadas no desarrolladas de la Compañía se desarrollarán a través de nueva perforación y completamiento de pozos en estas zonas.

El programa de perforaciones y completamientos en 2013 se concentrará en estas siete zonas y encualesquiera otras oportunidades que ofrezcan los programas de exploración de la Compañía.

El Informe de D&M incluye las siguientes locaciones no desarrolladas:

Llanos Profundos: 1 Probable (desvío en Corcel A3)

Central Llanos: 3 Probadas no desarrolladas (1 Mantis and 2 Yenac wells).

Orito: 25 Probadas no desarrolladas y 14 pozos Probables, más 5 Probadas y 6 Probablesreacondicionamientos

Neiva: 24 Probadas no desarrolladas y 2 pozos Probables

En la siguiente tabla se observa el volumen de las reservas no desarrolladas probadas y de las reservas nodesarrolladas probables registradas al 31 de diciembre a lo largo de los tres últimos años financieros.Primero atribuido consiste en reservas no desarrolladas asociadas con adquisiciones más descubrimientos.



49

RESERVAS NO DESARROLLADASPRECIOS Y COSTOS PRONOSTICADOS Al 31 de diciembre, 2012

PETROLEO LIVIANO Y MEDIANOCompañía Brutas (Mbbl)

GAS NATURALCompañía Brutas

(Mmcf)

GAS NATURALLIQUIDO

Compañía Brutas(Mbbl)

CATEGORIA DE RESERVAS Primero Atribuído Registrado

Primero

Atribuído Registrado

Primero

Atribuído RegistradoProbadas

No Desarrolladas2010 13.805 16.544 - - 400 367

2011 - 14.883 - - - -

2012 388 10.182 - - - -

Probables No Desarrolladas2010 5.205 6.182 - - (17) 378

2011 40 26.546 - - - 303

2012 132 14.057 - - - 321



50

Pozos Petroleros

La siguiente tabla resume las participaciones de la Compañía por bloque en tierra firme en Colombia en pozos petroleros que están produciendo o que se consideran están en capacidad de producción pero no en producción. Todos los pozos considerados productores con capacidad de producción dentro de unadistancia económica de las facilidades de transporte y se clasifican como reservas probadas desarrolladasen el Informe de D&M.

Al 31 de Diciembre, 2012

Producing Non-Producing

Gross Net Gross Net

Corcel 10 10 - -

Guatiquia 7 7 - -

Casimena 7 7 - -

Orito 54 43 3 2

Neiva 113 77 15 10

Total 191 144 18 12

Note: Los pozos abandonados no se incluyen.

Tenencia de TierrasEl área adjudicada a la Compañía, incluyendo lo No Desarrollado al 31 de diciembre de 2012, estácontenido en la siguiente tabla (en 000s de acres a menos que se indique lo contrario):

Desarrollado No Desarrollado Total PromedioCountry Bruto Neto Bruto Neto Bruto Neto % ParticipaciónColombia 29 24 1.622 1.617 1.651 1.641 100Peru - - 8.204 5.157 8.204 5.157 63Brazil 4 3 40 30 44 11 75Total 33 27 9.866 6.804 9.899 6.831 69

Las propiedades no desarrolladas de la Compañía totalizan 9,866,000 (11,473,000 in 2011) acres brutas.El área no desarrollada incluye derechos otorgados a los Contractos de Exploración y licencias deContratos, que requieren ciertos compromisos de trabajo. La primera fase de los compromisostípicamente incluyen la evaluación y adquisición de data, y el procesamiento e interpretación de sísmicaadicional a ser adquirida por la Compañía. Los términos subsecuentes típicamente incluyen la perforaciónde pozos exploratorios. Si al final de la fase exploratoria la Compañía elige no proceder con compromisosde trabajo adicionales, toda o una porción del área debe ser regresada. En el 2013, la Compañía planeadevolver partes de los bloques Guatiquia, Rio Ariari y Chiguiro Este de Colombia, y parte del Bloque 126en Peru. Todas las devoluciones planeadas, están de acuerdo con los términos de sus respectivos contratosde exploración. Ver “Propiedades Principales” para más detalles de los términos contractuales de lastierras exploratorias de la Compañía.

Contratos Forward y Compromisos Futuros

Ver Nota 20, “ Instrumentos Financieros y Gestión de Riesgo Financiero”, y la Nota 22, “Compromisos yContingencias", a los estados financieros consolidados, cuya información se incorporan aquí porreferencia y se puede encontrar en la página web de la compañía en www.petrominerales.com y enSEDAR en www.sedar.com.

http://www.petrominerales.com/


http://www.sedar.com/







51

La naturaleza de las operaciones de petróleo crudo expone a la Compañía a los riesgos asociados con lasfluctuaciones en los precios de las materias primas y los tipos de cambio de divisas. Periódicamente, laCompañía puede manejar estos riesgos a través de la utilización de instrumentos derivados. La JuntaDirectiva de la Compañía revisa periódicamente los resultados de todas las actividades de gestión delriesgo de todas las posiciones. Referirse a la Nota 20, “Instrumentos Financieros y Administración de

Riesgos Financieros”, para administración de riesgo de contratos al 31 de Diciembre de 2012.

Costos de Abandono y Recuperación

Los costos de abandono y recuperación de la Compañía se estimaron para todas las obligaciones legalesrelacionadas con el retiro de activos tangibles de larga duración, tales como pozos, facilidades y plantascon base en los precios de mercado o en la mejor información disponible a un precio de mercadodisponible. Los costos estimados se inflan al 2.4% a lo largo del tiempo hasta el retiro real esperado. EnColombia, Ecopetrol mantiene la propiedad de todos los pozos una vez que los PCIs expiran. Hasta laexpiración, Petrominerales es potencialmente responsable de los costos de abandono y recuperación detodos los pozos perforados o intervenidos por Petrominerales.

Al 31 de diciembre de 2012, 159 pozos bajo PCIs y 78 pozos exploratorios bajo los Contratos deExploración de la ANH han sido perforados o intervenidos, sin embargo, Petrominerales espera incurriren los costos de solo 24 pozos (18 netos) debido a que la mayoría de los pozos de Orito y Neiva esperan produzcan por encima del término del contrato PCI.

Los costos totales de abandono y recuperación netos del valor de salvamento de las operaciones de laCompañía se estima sean de $72 millones no descontados y de $48 millones descontados al 10 por ciento.En los próximos tres años fiscales la compañía anticipa aproximadamente $27 millones sin descuento y$23 descontado al 10 por ciento, que serán registrados como costos de abandono y recuperación.

El cálculo de los ingresos futuros netos de las reservas probadas más probables en las tablas de precios ycostos pronosticados contenidas en este documento han excluido $32 millones sobre una base nodescontada de las estimaciones de la Compañía, ya que estos cálculos no reflejan los costos de abandono

y recuperación de las instalaciones y pozos a los que no se han atribuido reservas probadas y no incluyelos costos para actividades de abandono y recuperación de los bloques Orito y Neiva.

Horizonte Fiscal

En el 2012 y 2011, Petrominerales generó un ingreso fiscal en Colombia y reconoció impuestos de rentacorriente por $2 millones y $97 millones cada año, respectivamente. El Informe de D&M anticipa, con base en las reservas probadas más probables, un pasivo ordinario de ingreso fiscal en efectivo enColombia durante el 2013 por $121 millones. Ver “CONDICIONES DE INDUSTRIA” para informaciónadicional en cuanto al régimen fiscal de Colombia, Peru y Brasil.

Al 31 de Diciembre de 2012, la Compañía tenía bases fiscales disponibles para ser deducidas en

impuestos de años futuros por un total de $1,100 Millones (Colombia - $859 Millones; Peru - $187Millones; Brasil - $37; Canadá - $20 Millones), incluyendo perdidas de periodos anteriores de $19Millones (Colombia - $2 Millones; Canadá - $17 Millones).



52

Inversión de Capital

La siguiente tabla resume las inversiones de capital relacionadas con las actividades de la Compañía en elaño finalizado al 31 de diciembre de 2012:

Total(M$)

Desarrollo 155.9

Exploración 475.7Adquisición de Alvopetro 35,8Inversión en Oleoducto ) 9.5

Total 676,9Note:1. Los costos de inversión en oleoducto se atribuyen a los intereses en el Oleoducto OBC.

En adición a lo anterior, la Compañía adquirió la subsidiaria de Veraz Peru en el 2012 por $5,0 Millonesmediante la emisión de 524.871 acciones de Petrominerales a ($9,53 por acción).

Exploración y Desarrollo

La siguiente tabla resume los pozos exploratorios y de desarrollo brutos y netos en los que la Compañíaha participado durante el año finalizado al 31 de diciembre de 2012, con base en las fechas del taladro yexcluyendo los pozos de crudo pesado donde perforamos 1 pozo exploratorio y 7 pozos estratigráficos.

Exploración Desarrollo TotalGross Net Gross Net Gross Net

Petróleo 6 6 2 2 8 8Servicios del Pozo - - 6 6 6 6Seco 12 12 - - 12 12Total 18 18 8 8 26 26Tasa Exito 33% 33% 100% 100% 40% 40%

Los planes de exploración y desarrollo de la Compañía se discuten en la parte de “ Descripción del

Negocio” y “ Propiedades Principales”.

Producción Histórica

La siguiente tabla muestra el promedio de producción diario (bbl/d) de la Compañía en el 2012 antes de ladeducción de regalías pagables a otros de acuerdo a la región productora, para cada uno de los cuatrotrimestres fiscales y el año finalizado el 31 de diciembre de 2012.

Tres meses finalizados al Año finalizado alMar. 31, 2012 June 30, 2012 Sept. 30, 2012 Dic. 31, 2012 Dic. 31, 2012

Llanos Profundos 23.596 20.936 18.101 16.458 19.757Llanos Central 4.416 4.914 3.687 4.090 4.271

Neiva 3.746 3.428 3.187 2.791 3.286Orito 2.226 1.827 1.359 1.801 1.802Crudo Pesado 63 18 - - -Total 34.047 31.113 26.334 25.140 29.134Petróleo (bbls/d) 33.281 30.455 25.787 23.968 28.348GNL (bbl/d) 766 658 547 1.172 786Total (boe/d) 34.047 31.113 26.334 25.140 29.134



53

Producción y Volúmenes de Venta del 2012

Las siguientes tablas muestran los volúmenes de producción de los campos importantes de la Compañía para el año finalizando el 31 de diciembre de 2012.

Volúmenes Acumulados Brutos de Producción de laCompañía

Petroleo Liviano

y Mediano

Gas Natural

Líquido Total(Mbbl) (Mbbl) (Mbbl)

Pozos Profundos – Llanos 6.943 288 7.231

Llanos Central 1.563 - 1.563

Neiva 1.203 - 1.203

Orito 660 - 660

Total Producción 7 7

Pozos Profundos – Llanos 10.376 288 10.664

Promedio Producción Diar ia (bbl/d)

Promedio Producción Diaria Pozos Profundos - Llanos 2012 2011Bruto Campo 19.757 28.681

Regalías (15%) (2.964) (4.015)

Petrominerales neto de Regalías 16.793 24.666

Promedio Producción Diaria Llanos Central 2012 2011Bruto Campo 4.271 3.732Regalías (8%) (342) (299)


Promedio Producción Diaria en Neiva 2012 2011Bruto Campo 6.409 7.545

Base (1.621) (1.723)

Incremental 4.788 5.822

Petrominerales antes de Regalías (2012 – 68.6%, 2011- 69%) 3.286 4.017

Regalías (8%) (263) (321)


Average daily Orito production 2012 2011

Bruto Campo 4.303 4.584

Base (2.022) (2.119)

Incremental 2.281 2.465Petrominerales antes de Regalías (79%) 1.802 1.948

Regalías (8%) (144) (156)




54

Netback del Petróleo L ivi ano y Mediano y GNL (US$ per bbl)

Tres meses finalizados al Año finalizadoal

Mar. 31, 2012 June 30, 2012 Sept. 30, 2012 Dic. 31, 2012 Dic. 31, 2012Precio benchmark WTI 102,93 93,48 92,22 88,18 94,74Precio Vasconia 114,64 103,63 103,80 103,09 106,18Precio benchmark Brent 118,49 108,44 109,61 110,02 111,64

Descuento Brent 6,97 9,35 8,20 8,74 8,05Precio de Venta del Petróleo 111,52 99,09 101,41 101,28 103,59Costos de Transporte 6,83 7,42 6,09 4,55 6,34Precio de Petroleo realizado 104,69 91,67 95,32 96,73 97,25Regalías 11,72 10,63 14,04 14,55 12,55Costos Operacionales ) 13,23 16,62 18,39 18,55 16,48

Netback 79,74 64,42 62,89 63,63 68,22Notes:1. Los costos operacionales son gastos incurridos en la operación de propiedades productoras e incluyen ítems como los cargos

de Ecopetrol, los salarios de los empleados del campo, transporte de agua por carrotanques, combustible, arriendo deequipos, reparaciones y mantenimientos, gastos generales y otros costos.

FACTORES DE RIESGO

Fluctuaciones en los Precios de los Commodities

Los precios del petróleo crudo son el riesgo financiero más significativo de la Compañía. Los precios del petróleo crudo se ven afectados por la oferta y demanda mundial, la política de la OPEC y los eventos políticos mundiales. Las oscilaciones en los precios del petróleo crudo no solamente afectan los flujos decaja de la Compañía sino que resultan en cambios en la capacidad de endeudamiento bajo las líneas decrédito de la Compañía. La administración cree que no es ni apropiado ni posible eliminar el 100% de laexposición de la Compañía a las oscilaciones en los precios del petróleo crudo. La Compañía sigue lascondiciones del mercado y puede utilizar instrumentos derivados de modo selectivo para reducir suexposición a los movimientos en los precios del petróleo crudo.

Naturaleza de la Actividad Petrolera y Reemplazo de Reservas

Una inversión en Petrominerales debe ser considerada especulativa dada la naturaleza de la participaciónde la Compañía en la exploración, adquisición, desarrollo y producción de petróleo crudo en Colombia,Perú y Brasil. El volumen de producción de las reservas de petróleo y gas natural generalmente disminuyea medida que las reservas se agotan, variando la tasa de declinación en función de las características delreservorio. Las reservas probadas de la Compañía declinarán en la medida en la que se produzcanreservas en sus lugares de operación, a menos que sea capaz de encontrar, adquirir o desarrollar nuevasreservas. El negocio de explorar, desarrollar o adquirir reservas es intensivo en capital. En la medida enque el flujo de caja generado por las operaciones se reduzca, las fuentes externas de capital se tornenlimitadas o dejen de estar disponibles, la capacidad de la Compañía para hacer la inversión de capitalnecesaria para mantener o ampliar la base de reservas de la Compañía sufrirá deterioro. Además, no puede haber garantía alguna de que aún si la Compañía es capaz de recaudar capital para desarrollar o

adquirir lugares de operación adicionales para reponer las reservas de la compañía, las actividades futurasde exploración, desarrollo y adquisición de la Compañía resultarán en reservas probadas adicionales ni deque la compañía será capaz de perforar pozos productivos con costos aceptables. El costo de perforar,completar y operar pozos suele ser incierto y las operaciones de perforación pueden ser recortadas, sufrirretrasos o ser canceladas como resultado de diversos factores, incluyendo condiciones de perforaciónimprevistas, presión o irregularidades en las formaciones, averías del equipo o accidentes, condicionesmeteorológicas adversas, cumplimiento con los requisitos gubernamentales y déficit o retrasos en ladisponibilidad de plataformas de perforación y en la entrega del equipo. Porciones significativa de loslugares de operación en los cuales la Compañía tiene participación son prospectos en los cuales la



55

presencia de reservas de petróleo en cantidades comerciales no se ha establecido. No existe ningunamanera de conocer con antelación si cualquiera de los prospectos de la Compañía rendirá petróleo encantidades comerciales.

Competencia

La industria del petróleo y gas es altamente competitiva, particularmente, en lo que se refiere a la

adquisición de potenciales reservas de petróleo y gas. La posición competitiva de la Compañía dependede su habilidad tecnológica, geofísica e ingenieril, sus recursos financieros y su capacidad para adquirir ydesarrollar eficientemente sus reservas. Petrominerales compite con una cantidad considerable de otrascompañías que igualmente cuentan con personal técnico adecuado y suficientes recursos operativos yfinancieros. Muchas de estas compañías no solamente se dedican a la adquisición, exploración, desarrolloy producción de reservas de petróleo y gas, sino que también llevan a cabo operaciones de refinación ycomercializan los productos refinados. Petrominerales también compite con grandes compañías de petróleo y gas independientes y con otras industrias que suministran energía y combustible en lacomercialización y venta de petróleo y gas a transportadores, distribuidores y usuarios finales, incluyendoconsumidores industriales, comerciales y particulares. Asimismo, Petrominerales compite con otrascompañías de petróleo y gas por la obtención de plataformas de perforación y otros equipos necesarios para la perforación y culminación de pozos. La disponibilidad de dichos equipos podría verse limitada periódicamente, y ha estado especialmente reducida recientemente debido al aumento del precio del petróleo en el mercado. Adicionalmente, el equipo y otros materiales necesarios para la construcción defacilidades de producción y transmisión pueden escasear en algunos momentos. Finalmente, lascompañías que han invertido en petróleo y gas podrán escoger para adquirir reservas resultando encompetencia adicional para Petrominerales.

Capacidad para Producir y Comercializar Crudo

La facilidad de comercialización del petróleo y gas adquiridos o descubiertos se ve afectada por diversosfactores que no son controlables por Petrominerales. Estos factores incluyen las características delreservorio, las oscilaciones del mercado y la cercanía y capacidad de los oleoductos, el equipo de procesamiento, la capacidad de descarga y del oleoducto y las normas gubernamentales. Las operacionesde petróleo y gas (exploración, producción, fijación de precios, comercialización y transporte) estánsujetas a controles y normas impuestas por diversos estamentos del gobierno, susceptibles demodificación periódicamente. Ver “Condiciones de la Industria” Las restricciones que pesan sobre lacapacidad para comercializar la producción de Petrominerales podrían tener un efecto adverso sustancialsobre los ingresos y situación financiera de la Compañía.

Dado el aumento general en la producción de petróleo crudo en la región de los Llanos, la capacidad detransporte puede verse comprometida. Cuando esto ocurre, la capacidad de un productor para transportar el petróleo a través del sistema de oleoductos puede verse restringida. Adicionalmente, Colombia haexperimentado una escasez de carrotanques para el transporte de petróleo desde las locaciones de los pozoshacia las estaciones de descarga. En el evento en que no haya capacidad de transportar nuestro petróleo através de oleoductos, carrotanques o los métodos de transporte alternativos, podemos vernos obligados asuspender la producción, que podría tener un impacto negativo en nuestros ingresos y el valor de nuestras

acciones.

En el curso normal de la producción de crudo de nuestros pozos, el agua que también se produce desde elyacimiento debe ser procesada y eliminada. La relación de agua y aceite típicamente aumenta durante lavida útil del pozo. Actualmente, las opciones de eliminación incluyen el vertimiento de agua en ríos, a travésde pozos inyectores de agua, transporte a las instalaciones de procesamiento u otros proyectos de bioremediación. En la medida en que no seamos capaces de procesar y disponer del agua producida en los pozos, debemos reducir la cantidad total de fluido producido en los pozos, lo que disminuye la cantidad de



56

crudo producido. Tal reducción podría reducir la venta de producción total, afectando negativamente losingresos y flujos de efectivo.

Inestabilidad Social e Interrupciones Laborales

Las compañías que operan campos de petróleo y gas en Colombia han experimentado interrupciones ensus operaciones como consecuencia de la inestabilidad social y las interrupciones de trabajo. En

septiembre de 2011, debido a la continua falta de orden público causado por pequeños grupos de personasque no tienen relación con Petrominerales ilegalmente bloquearon las vías públicas en las cercanías denuestras facilidades en Corcel, la Compañía suspendió las operaciones de producción por un corto período de tiempo en los Bloques Corcel y Guatiquía. La Compañía no puede dar garantías de que estetipo de inestabilidad social o la interrupción del trabajo no se experimentarán en el futuro. El potencialimpacto futuro que la inestabilidad social, interrupciones laborales y falta de orden público pueda tener enla industria de petróleo y gas en Colombia, y en las operaciones de la Compañía en particular, no se puededeterminar en este momento. Esta incertidumbre puede afectar las operaciones de manera impredecible,incluyendo las interrupciones de los suministros de combustible y de los mercados o facilidades deinfraestructura, incluyendo oleoductos, facilidades de producción, vías públicas y estaciones de descargaque podrían ser objetivos o la experiencia o daños colaterales como consecuencia de la inestabilidadsocial, conflictos laborales o protestas. La Compañía puede sufrir la pérdida de producción, o serobligados a incurrir en costos significativos en el futuro para salvaguardar nuestros bienes frente a dichasactividades o para reparar los posibles daños a nuestras instalaciones. No puede haber ninguna garantía deque Petrominerales tendrá éxito de protegerse así mismo contra estos riesgos y las consecuenciasfinancieras relacionadas.

Disponibilidad de Equipo y Restricciones de Acceso

Las actividades de exploración y desarrollo dependen de la disponibilidad del equipo de perforación yotros equipos necesarios para la operación. La demanda limitada de dicho equipo o las restricciones deacceso pueden afectar la disponibilidad para la Compañía y pueden retrasar las actividades de exploracióny desarrollo. No puede haber garantía alguna de que el equipo, los servicios y los suministros de perforación y culminación suficientes estén disponibles cuando se necesiten. El déficit podría retrasar lasactividades de exploración, desarrollo y ventas estimadas de la Compañía y podría tener un efectonegativo sobre la situación financiera de la Compañía. En el evento de que la demanda y los salarios delos operadores calificados aumenten en la industria de perforación, entonces la industria petrolera puedeexperimentar déficit de personal calificado que opere los taladros de perforación. Esto podría retrasar lasoperaciones de perforación de la Compañía y afectar adversamente la situación financiera y los resultadosde las operaciones.

Operaciones

Las operaciones de exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas están sujetas a todos losriesgos típicamente asociados con dichas operaciones, incluyendo peligros tales como incendio,explosión, y derrames de petróleo, cada uno de los cuales podría resultar en un daño sustancial de los pozos de petróleo y gas, instalaciones de producción, otros lugares de operación y al medio ambiente o en

lesiones personales. Los riesgos operacionales se administran empleando prudentes procedimientosoperativos de campo. La Compañía cuenta con un plan de respuesta a situaciones de emergenciadetallado para afrontar los posibles incidentes y mantiene un programa de seguros integral para reducir elriesgo de pérdidas económicas significativas; sin embargo, no todos los riesgos pueden ser eliminados.De acuerdo con la práctica industrial, la Compañía no está completamente asegurada contra todos estosriesgos, ni todos estos riesgos son asegurables. Aunque Petrominerales mantiene un seguro deresponsabilidad por un valor que considera adecuado y consistente con la práctica industrial, la naturalezade estos riesgos es tal que las responsabilidades podrían exceder los límites de la póliza, caso en el cual,



57

Petrominerales podría incurrir en costos significativos que podrían tener un efecto adverso sustancialsobre su situación financiera. Las operaciones de producción de petróleo y gas también están sujetas atodos los riesgos típicamente asociados con dichas operaciones, incluyendo la declinación prematura delos reservorios e invasión de agua en las formaciones productoras.

Reservas y Producción de Petróleo pueden variar significativamente respecto del Reporte deReservas

Las evaluaciones de reservas de la Compañía han sido preparadas de acuerdo con NI 51 - 101. Existennumerosas incertidumbres inherentes a la estimación de las cantidades de reservas y flujos de cajaderivados de las mismas, incluyendo múltiples factores que no son controlables por la Compañía. Lainformación relativa a las reservas representa estimaciones. Las reservas de los lugares donde opera lacompañía han sido evaluadas de modo independiente por D&M en el Informe de D&M. El Informe deD&M incluye una serie de supuestos relacionados con factores tales como tasas de producción iniciales,tasas de declinación de producción, recobro final de reservas, momento y valor de las inversiones decapital, capacidad de Petrominerales para comercializar la producción, precios futuros del petróleo, costosoperativos y regalías y demás cargas gubernamentales que pueden ser impuestas a lo largo de la vida productora de las reservas. Estos supuestos se basaron en pronósticos de precios vigentes a la fecha enque las evaluaciones pertinentes fueron preparadas y muchos de estos supuestos son susceptibles decambio y no son controlables por la Compañía. La producción y los flujos de caja reales derivados a partir de ello variarán con respecto a estas evaluaciones, y dichas variaciones podrían ser materiales.

Estas evaluaciones se basan, en parte, en el supuesto éxito de las actividades de explotación que se pretende emprender en años futuros. Las reservas y los flujos de caja estimados podrían verse reducidosen la medida en la que dichas actividades de explotación no logren el nivel de éxito supuesto en lasevaluaciones. Explorar, desarrollar o adquirir reservas es una actividad intensiva en capital. En lamedida en la que los flujos de caja generados por las operaciones resulten insuficientes para financiar lasinversiones de capital de la Compañía y las fuentes externas de capital se tornen limitadas o dejen de estardisponibles, la capacidad de para realizar las inversiones de capital necesarias para mantener las reservasde petróleo y gas natural sufrirá deterioro. Los costos que supone encontrar y desarrollar o adquirirreservas adicionales también dependen de las tasas de éxito, las cuales varían con el tiempo.

Las NIIF de Canadá requieren que la administración aplique determinadas políticas contables y hagaestimaciones y supuestos que afectan los montos reportados en los estados financieros consolidados de laCompañía. Las políticas contables pueden resultar en cargos no monetarios a la utilidad neta y encancelación de activos netos en los estados financieros. Tales cargos no monetarios y cancelaciones pueden ser vistos desfavorablemente por el mercado y resultar en la incapacidad de obtener préstamos y/o podría resultar en una disminución en el precio de cotización de las acciones ordinarias. Bajo las NIIF, losmontos netos en que los costos del petróleo sobre una propiedad o proyecto se realizan, están sujetas a unlímite máximo de prueba que se basa en la estimación de flujos futuros de efectivo neto de las reservas. Elvalor en libros se determina como recuperable cuando la suma de los flujos de efectivo no descontados dela producción de reservas probadas, el menor entre el costo y el mercado de propiedades no probadas, y elcosto de los proyectos de desarrollo, exceden el valor en libros. Cuando el valor en libros es mayor quelos flujos de efectivo descontados, la pérdida por deterioro se reconoce en la medida que el valor contable

de los activos exceda la suma de los flujos de efectivo descontados esperados de la producción dereservas probadas y probables, el menor entre el costo y el mercado de las propiedades no probadas y elcosto de los proyectos de desarrollo importantes. Una disminución en el valor neto de las propiedades del petróleo podría hacer que los costos capitalizados excedan el límite de costos, resultando en un cargocontra las ganancias.



58

Dependencia de operadores terceros y del personal clave

En la medida en que la Compañía no sea el operador directo de algunas de sus propiedades, como es elcaso en los Bloques de Orito y Neiva, en Colombia y donde Ecopetrol es responsable por la producción, yen Perú, donde CEPSA opera la exploración en los Bloques 114 y 131, Petrominerales dependerá de lasoperaciones de terceros para el desarrollo oportuno de sus actividades. El éxito de la Compañía depende,en alto grado, de la administración y de los empleados clave de ésta. La pérdida de empleados clave

podría tener un efecto negativo sobre la Compañía. Atraer y retener personal clave adicional ayudará a laexpansión del negocio de la Compañía. La Compañía afronta una competencia significativa en materia dereclutamiento de personal calificado. No existe garantía alguna de que la Compañía atraiga y retengaexitosamente el personal requerido para seguir expandiendo su negocio y para ejecutar exitosamente suestrategia comercial.

Políticos y Regulatorios

La Compañía está sujeta a una serie de autorizaciones y normas ambientales y gubernamentales en losterritorios en los que operan. El retraso en la obtención de las autorizaciones regulatorias podría resultaren la postergación de los proyectos y en la incapacidad para satisfacer las obligaciones contractuales. Loscambios sobre estas normas podrían aumentar los costos que supone llevar a cabo negocios en estosterritorios. La Compañía también está sujeta a una serie de leyes tributarias caracterizadas por suvolatilidad, cuyos efectos son impredecibles. Entre otras cosas, las subsidiarias de la Compañía estánsujetas a condiciones regulatorias relacionadas con la repatriación de fondos a la Compañía, las cualesdeben cumplirse so pena de sanciones. Los requisitos jurídicos son modificados frecuentemente y sonsusceptibles de interpretación, y la Compañía es incapaz de predecir el costo final del cumplimiento deestos requisitos o su efecto sobre sus operaciones. Las leyes o normas existentes, según seaninterpretadas actualmente o reinterpretadas en el futuro, o las leyes o normas futuras, pueden cambiar yafectar sustancial y adversamente los resultados de las operaciones y la situación financiera de laCompañía.

Petrominerales se encuentra desarrollando actividades de exploración y desarrollo en Colombia, Perú yBrasil, y depende de la obtención de autorizaciones o permisos gubernamentales para desarrollar suslugares de operación. Con base en la experiencia pasada, la Compañía cree que los gobiernos deColombia, Perú y Brasil apoyan la exploración y desarrollo de sus existencias de petróleo por parte decompañías extranjeras. Sin embargo, no puede haber garantía alguna de que las condiciones políticasfuturas imperantes en Colombia, Perú y Brasil no resulten en la adopción de políticas diferentes por partedel gobierno en relación con el desarrollo y la titularidad del petróleo y el gas por parte de compañíasextranjeras, la protección ambiental y las relaciones laborales. Esto puede afectar la capacidad de laCompañía para emprender actividades de exploración y desarrollo en relación con sus lugares deoperación presentes y futuros, así como su capacidad para recaudar fondos para fomentar talesactividades. Cualquier retraso en la obtención de autorizaciones, permisos o certificados de no objecióngubernamental puede retrasar las operaciones de la Compañía o puede afectar el estado de los convenioscontractuales de la Compañía o su capacidad para satisfacer sus obligaciones contractuales.

Condiciones Económicas Globales

Eventos y condiciones del mercado, incluyendo los trastornos en los mercados internacionales de créditoy otros sistemas financieros y el deterioro de las condiciones económicas mundiales, pueden provocar unavolatilidad significativa a los precios de las materias primas. Estas condiciones empeoraron en el 2008 ycontinuaron en el 2009, causando una pérdida de confianza inclusive fuera de los EE.UU. , mercados decrédito y financieros globales y que resultaron en el colapso e intervención gubernamental en los grandes bancos, instituciones financieras y compañías de seguros y la creación de un clima de mayor lavolatilidad, menor liquidez, ampliación de los diferenciales de crédito, falta de transparencia de los



59

precios, aumento de las pérdidas de crédito y endurecimiento de las condiciones de crédito. A pesar dediversas acciones de los gobiernos, las preocupaciones sobre el estado general de los mercados de capital,instrumentos financieros, bancos, bancos de inversión, aseguradoras y otras instituciones financieras hizoque los mercados de crédito más amplios se deterioraran aún más y los mercados de valores disminuyeranconsiderablemente. Aunque las condiciones económicas mejoraron hacia la última parte de 2009 ydurante el año 2010, estos factores puede afectar el desempeño de la economía mundial en el futuro.

AmbientalTodas las fases de la actividad petrolera contienen riesgos y peligros ambientales y están sujetas aregulación ambiental de conformidad con una variedad de convenciones internacionales y leyes y normasestatales y municipales. La legislación ambiental dispone, entre otras cosas, restricciones y prohibicionesen cuanto a derrames, escapes o emisiones de diversas sustancias producidas en asociación con lasoperaciones de petróleo y gas. La legislación también exige que los pozos y los sitios de las instalacionessean operados, mantenidos, abandonados y reclamados a satisfacción de las autoridades regulatoriascompetentes. El cumplimiento con dicha legislación puede exigir gastos significativos y suincumplimiento puede resultar en la imposición de multas y penalidades, algunas de las cuales pueden sermateriales.

La legislación ambiental está evolucionando de manera tal que se espera que converja en estándares devigilancia del cumplimiento más estricto, multas y responsabilidad mayores y gastos de capital y einversiones de capital potencialmente elevadas. El escape de petróleo, gas natural u otros contaminantesal aire, al suelo o al agua puede dar lugar a responsabilidades para con gobiernos extranjeros y terceros y puede obligar a Petrominerales a incurrir en costos significativos para remediar dicho escape. En ciertasáreas donde opera la Compañía, los derrames, escape y otros temas ambientales y de seguridad también pueden ocurrir como resultado de sabotaje y daños a las tuberías. Dependiendo de la causa y la gravedadde un incidente ambiental, la reputación de la empresa también puede verse afectado negativamente, loque podría limitar nuestra capacidad para obtener los permisos y poner en práctica nuestros planesfuturos. Aunque la Compañía considera que está cumpliendo cabalmente con la normativa ambientalvigente aplicable, no podemos asegurar que las leyes ambientales no se traducirán en una reducción de la producción o un aumento material en los costos de las actividades de producción, desarrollo oexploración, o bien tener un efecto material adverso en el negocio de la Compañía, la situación financiera,resultados de operaciones y prospectos. Adicionalmente, aunque la Compañía actualmente no es parte enningún litigio material de medio ambiente, no puede haber ninguna garantía de que la Compañía no estarásujeta a procedimientos judiciales en el futuro, que puede tener un efecto material adverso en el negociode la Compañía, la condición financiera, resultados de las operaciones actuales y prospectos.

Recursos Financieros

El flujo de caja de la Compañía generado por sus operaciones puede no ser suficiente para financiar susactividades actuales e implementar sus planes de negocios. Periódicamente, Petrominerales puedecelebrar transacciones para adquirir activos o acciones de otras compañías. Estas transacciones, junto conlas operaciones actuales, pueden ser financiadas total o parcialmente con deuda, lo cual podría aumentarlos niveles de endeudamiento de la Compañía por encima de los estándares de la industria. Dependiendo

de los planes de exploración y desarrollo futuros, la Compañía podría necesitar financiación adicional, lacual podría no estar disponible o, de estarlo, podría no serlo en términos favorables. No obtener dichafinanciación oportunamente podría impedir tomar ventaja de varias oportunidades que serían benéficas para la Compañía y sus accionistas. Al 31 de diciembre de 2012, la Compañía tiene flujos de caja positivos generados por sus operaciones, flujo de caja neto libre de $16.3 millones y una línea de créditosin usar con base en reservas. En Enero de 2013, la Compañía incremento su línea de crédito, con base enreservas a un total de US$250 millones.



60

Operaciones Internacionales

Las operaciones internacionales están sujetas a la incertidumbre y a la volatilidad de naturaleza política,económica y de todo tipo, incluyendo, pero sin limitarse a: riesgo de actividades terroristas, revolución,conflictos fronterizos, expropiación, renegociaciones o modificación de los contratos existentes, normas yaranceles en materia de importaciones, exportaciones y transporte, políticas de tributación, incluyendoaumentos de impuestos y regalías y créditos fiscales retroactivos, controles cambiarios, límites a los

niveles de producción permisibles, fluctuaciones monetarias, conflictos laborales y demás incertidumbresderivadas de la soberanía de los gobiernos extranjeros sobre las operaciones internacionales de laCompañía. Las operaciones de las subsidiarias de la Compañía también pueden verse adversamenteafectadas por las leyes y políticas aplicables en Colombia, Perú y Brasil, cuyo efecto podría tener unimpacto negativo sobre la Compañía.

Para ayudar a mitigar los riesgos asociados con las operaciones en territorio extranjero, la Compañía busca operar en regiones donde la industria petrolera sea un componente clave de la economía.Petrominerales cree que la experiencia de la administración en cuanto a las operaciones en Colombia y enotros territorios internacionales ayuda a reducir estos riesgos. Algunos países en los cuales la Compañía puede operar pueden ser considerados política y económicamente inestables. Sin embargo, Petromineralesconsidera que la experiencia de la Gerencia operando tanto en Colombia como en otras jurisdiccionesinternacionales ayuda a reducir estos riesgos.

Seguridad

Colombia y Perú han sufrido problemas de seguridad y orden público. La Compañía y su personal estánsujetos a estos riesgos; pero a través de programas sociales y de seguridad efectivos, estos riesgos puedenmitigarse efectivamente. Es difícil obtener amparo de seguros para protegerse de incidentes terroristas y,como resultado, el programa de seguros de la Compañía excluye este amparo. Por consiguiente, losincidentes de esta naturaleza que ocurran en el futuro podrían tener un impacto adverso sustancial sobrelas operaciones de la Compañía.

Asuntos Fiscales y Cambiarios

Partes de los gastos de la compañía están denominados tanto en pesos colombianos, soles peruanos yreales brasileros, como en dólares canadienses. En la medida en la que los ingresos y los gastosdenominados en Dólares estadounidenses o estrechamente relacionados con esta moneda no seanequivalentes, la Compañía está expuesta al riesgo cambiario. Actualmente la Compañía no está usandoderivados cambiarios para mitigar los riesgos cambiarios.

No existen restricciones significativas sobre la repatriación de capitales y la distribución de utilidades enColombia, Perú y Brasil para entidades extranjeras. No puede haber garantía alguna, sin embargo, de quelas restricciones que pesan sobre la repatriación de capital o la distribución de utilidades en Colombia,Perú y Brasil no sean impuestas en el futuro. Las enmiendas a las leyes y las normas sobre tributaciónactuales que alteran las provisiones de capital y/o las tarifas del impuesto podrían tener un impactoadverso sustancial sobre Petrominerales. Petrominerales también tiene filiales que son incorporadas o

creadas en una jurisdicción fiscal diferente.

La Compañía está expuesta a las oscilaciones de las tasas de interés de corto plazo sobre los montosutilizados bajo sus líneas de crédito garantizadas y su línea bancaria basada en pesos colombianos, asícomo cualquier deuda de tasa flotante futura adicional. La Compañía no ha cubierto estas tasas, teniendoen cuenta que la línea no se halla utilizada actualmente, y con el propósito de poder tomar préstamos yrembolsar los saldos pendientes de pago, si los hubiere, sin restricción alguna de cobertura.



61

Sistemas Legales

La Compañía está constituida en Alberta, Canadá. PCL y PBL, las cuales directa o indirectamente poseensustancialmente la totalidad de los activos de la Compañía, están constituidas en Bermudas y lleva a cabotodas sus operaciones sustanciales en Colombia y Perú. Alvopetro S.A., en donde la Compañía tiene un75% de participación está regido por las leyes de Brasil y participa en todas sus operaciones significativasen Brasil. Por consiguiente, la Compañía está sometida a los regímenes jurídicos y a los requisitos

regulatorios de varios territorios con una serie de requisitos e implicaciones para los accionistas de laCompañía. Las actividades de exploración y desarrollo internacionales pueden requerir prolongadasnegociaciones con los gobiernos huéspedes, con las compañías petroleras nacionales y con terceros. Lasnormas gubernamentales extranjeras pueden favorecer o exigir el otorgamiento de contratos de perforación a contratistas locales o exigir que los contratistas extranjeros empleen ciudadanos de unterritorio particular o le compren suministros a éste. Si surge una controversia en relación con lasoperaciones extranjeras, la Compañía puede estar sometida a la competencia y jurisdicción exclusiva detribunales extranjeros o puede no lograr someter a personas extranjeras, especialmente ministros de petróleo extranjeros y compañías petroleras nacionales, a la competencia y jurisdicciones de Canadá,Bermuda o Brasil.

Colombia, Brasil y Perú pueden tener sistemas legales menos desarrollados que los territorios coneconomías más sólidas, lo cual puede resultar en riesgos tales como: (i) reparaciones jurídicas efectivas enlos tribunales de dichos territorios, ya sea en relación con la violación de leyes o normas o en unacontroversia relacionada con la titularidad, más difíciles de obtener; (ii) un mayor grado de discreción por parte de las autoridades gubernamentales; (iii) la falta de orientación jurídica o administrativa alinterpretar las normas y reglamentos aplicables; (iv) inconsistencias o conflictos entre y dentro dediversas leyes, normas, decretos, órdenes y resoluciones; o (v) la inexperiencia relativa de la judicatura yde los tribunales en dichos asuntos. En algunos territorios, el compromiso de la gente que integra lacomunidad de negocios local, de los funcionarios y agencias gubernamentales y del sistema judicial; deregirse por lo requisitos jurídicos y por los convenios y acuerdos negociados, puede ser más incierto, locual crea preocupaciones particulares en relación con las licencias y acuerdos comerciales. Éstos puedenser susceptibles de modificación o cancelación, y las reparaciones jurídicas pueden ser inciertas o sufrirretrasos. No puede haber garantía alguna de que joint ventures, licencias, solicitudes de licencias u otrosconvenios jurídicos no se vean adversamente afectados por las acciones de las autoridadesgubernamentales o de otros actores, y la efectividad y cumplimiento de dichos convenios en estosterritorios no puede garantizarse.

Variabilidad de los Dividendos

Aun cuando la Compañía actualmente tiene la intención de pagar mensualmente dividendos a susaccionistas, estos pagos de dividendos pueden ser reducidos o suspendidos a discreción de la JuntaDirectiva. El monto de efectivo disponible de la Compañía para el pago de dividendos puede variarsignificativamente de periodo a periodo por un numero de razones, incluyendo cosas como: (i) eldesempeño financiero y operacional de la Compañía (incluyendo fluctuaciones en la cantidad de crudo dela compañía y el precio de venta que la Compañía realice con dicha producción); (ii) fluctuaciones en elcosto de producir petróleo, incluyendo pagos de regalías, y de administrar y gerenciar la compañía; (iii) el

monto de efectivo requerido o retenido para el pago de intereses de deuda o su repago; (iv) montosrequeridos para fondear los requerimiento de inversiones y capital de trabajo; (v) acceso al mercado decapital; (vi) tasas de cambio en moneda extranjera y tasas de interés; y (vii) otros riesgo mencionados eneste AIF.

La decisión de pagar o no dividendos y el monto de tales dividendos está sujeto a la discreción e la JuntaDirectiva, que evalúa regularmente la política de dividendos de la Compañía y los requerimiento de la prueba de solvencia del ABCA. Adicionalmente, el nivel de dividendos por acción será afectado por el



62

número de acciones en circulación y cualquier otro título que tenga el derecho a recibir dividendos enefectivo u otro pago. Los dividendos podrán incrementarse, reducirse o suspenderse por completedependiendo de las operaciones de la Compañía y el desempeño de sus activos.

El valor de Mercado de las acciones podrá deteriorarse si la Compañía no puede cumplir con lasexpectativas sobre dividendos en el futuro, y dicho deterioro podría ser material. Hasta el punto que lacorporación usa flujo de caja generado internamente para financiar adquisiciones, costos de desarrollo y

otras inversiones de capital, el monto de caja disponible para pagar dividendos a los accionistas de laCompañía podrá ser reducido. Hasta el punto en que las fuentes de capital externas, incluyendo deuda oemisión adicional de acciones u otras notas de la Compañía, se vuelvan limitadas o no disponibles, lahabilidad de la Compañía para hacer inversiones de capital necesarias para mantener, desarrollar oexpandir sus reservas de petróleo y gas y sus recursos y para invertir en activos, como puede ocurrir, puede deteriorarse. Hasta el punto en que la Compañía requiere usar el flujo de caja para financiarinversiones de capital, adquisiciones de propiedades o adquisición de activos, como puede ocurrir, elnivel de pago de dividendos de la Compañía a sus accionistas puede ser reducida o inclusive eliminada..

Costos de nuevas Tecnologías

La industria petrolera se caracteriza por los rápidos y significativos avances tecnológicos y por lasintroducciones al mercado de nuevos productos y servicios que utilizan tecnologías innovadoras. Otrascompañías petroleras pueden contar con diferenciados recursos financieros, técnicos y de personal que les permiten disfrutar de ventajas tecnológicas y que en el futuro pueden permitirles implementar tecnologíasinnovadoras antes de que la Compañía haga lo propio. No puede haber garantía alguna de que laCompañía sea capaz de responder a dichas presiones competitivas y de implementar dichas tecnologías demanera oportuna o a un costo aceptable. Una o más de las tecnologías actualmente utilizadas por laCompañía o implementadas por ésta en el futuro pueden tornarse obsoletas. En tal caso, los negocios, lasituación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía podrían sufrir un efecto adverso.

Conflictos de Interés

Algunos de los directores de la Compañía pueden estar asociados con otras empresas petroleras o conotros participantes de la industria con los que la Compañía realiza negocios. Los miembros de la Junta

Directiva están obligados por la ley de sociedades aplicable a actuar con honestidad y buena fe con mirasa los mejores intereses de la Compañía y de divulgar cualquier interés que puedan tener en cualquier proyecto u oportunidad para la Compañía.

Cambio Climático

La futura implementación o modificación de las regulaciones de efecto invernadero de gas en las jurisdicciones en las que la Compañía opera podrían tener un impacto material sobre la naturaleza de lasoperaciones de petróleo y gas. Dada la naturaleza evolutiva del debate relacionada al cambio climático yel control de los gases efecto invernadero y requerimientos resultantes, no es posible predecir el impactosobre las operaciones de la Compañía y condición financiera.

POLÍTICA DE DIVIDENDOS

Petrominerales ha adoptado una política de dividendos con respecto a las acciones de Petromineralesesperando pagar trimestralmente $ 0,125 por acción de Petrominerales. El dividendo trimestral fue pagado por la Compañía en el segundo, tercero y cuarto trimestres de 2010 y durante todo el año 2011 y2012. La declaración y pago de dividendos estará a discreción de la Junta, que tendrá en cuenta losingresos, requerimientos de capital y condiciones financieras de la Compañía, cumpliendo con la pruebade solvencia aplicable al estatuto de Gobierno Corporativo que rige a la Compañía, la ABCA, de acuerdoa las facilidades de crédito de la Compañía y otros factores relevantes.



63

ESTRUCTURA DE CAPITAL

Acciones Ordinarias

La Compañía está autorizada a emitir un número ilimitado de acciones de Petrominerales. Al 31 dediciembre de 2012, Petrominerales tenía 84.464.223 acciones emitidas y en circulación. A la fecha de esteAIF, Petrominerales tenía 84.578.930 acciones de la Compañía emitidas y en circulación. Los titulares de

las acciones de Petrominerales tienen derecho a votar en todas las reuniones de accionistas de laCompañía, recibir cualquier dividendo declarado por la Junta Directiva sobre las acciones de vez encuando y recibir la propiedad y activos restantes de la Compañía después de su disolución.

Para el año terminado el 31 de Diciembre de 2012, la Compañía recompro 16.000.668 acciones comunesa un costo promedio de $11.50 por acción para un precio total de compra de $184.0 Millones. Todas lasacciones comunes adquiridas fueron canceladas.

Bonos Convertibles

El 25 de agosto de 2010, Petrominerales completó la emisión de bonos del 2016 por un monto total de$550 millones que tienen un cupón anual del 2,625%. Los Bonos son convertibles en acciones ordinariasde Petrominerales a un precio de conversión de US$32.1175 por acción, sujeto a ajustes por dividendos.

A la fecha, la Compañía ha recomprado $351.1 Millones de convertibles a 0.9772 del valor par, más elinterés acumulado. Si los $198.9 Millones restantes son convertidos, la Compañía tiene la opción deentregar un total de 6.192.876 acciones ordinarias o el equivalente en efectivo al valor de mercado de6.192.876 acciones ordinarias con base en el precio promedio ponderado de la acción durante lossiguientes 20 días de transacciones después de la nota de conversión. Adicionalmente, los tenedores delos Bonos tienen derecho a una opción de venta “put” única para el pago 100 por ciento anticipado de losBonos al valor par más los intereses acumulados el 25 de Agosto del 2013. Esta opción de venta “put” puede ser repagada en efectivo o en acciones ordinarias a opción de la Compañía. Los tenedores de losBonos deben ejercer su derecho de venta “put” dentro de un periodo de 30 días entre el 10 de Junio y el10 de Julio del 2013.

El 12 de Junio de 2012, Petrominerales emitió $400 Millones en Bonos convertibles que vencen el 12 deJunio del 2017, con un cupón anual de 3.25%. Los Bonos son convertibles en acciones ordinarias de

Petrominerales a un precio de conversión de $17.2488 por acción, sujeto a un ajuste por dividendos, y unaúnica reducción por hasta el 20% del precio de conversión (basado en el precio promedio desde el 28 de Noviembre de 2013 al 11 de Diciembre de 2013 más 35 %). Al vencimiento, Petrominerales tiene laopción de liquidar cualquier Bono mediante el pago en efectivo equivalente al valor principal remanente,o una combinación de: (1) un número de acciones ordinarias determinado mediante dividir el monto principal remanente de los Bonos entre el precio de conversión en efecto al vencimiento el cual será un precio de conversión entre $17.2488 y $13.7990 por acción; y (2) un monto en efectivo equivalente almonto, si hay, por el cual el monto principal de los Bonos excede el monto de pago de las accionesordinarias, en acciones.

Deuda Bancaria

El 30 de Diciembre de 2009, llegó a un acuerdo para una línea de crédito asegurada con una base de $150millones. La línea de crédito está garantizada con los activos de la Compañía y se revisa dos veces al añocon el prestamista. El 8 de Febrero de 2013, la línea de crédito fue incrementada a US$250 Millones. Lanueva línea de crédito expira el 8 de Febrero del 2016.

La Compañía también tiene líneas de crédito disponibles en Colombia por un total de $50.0 Millones.Los avances de la línea de crédito son respaldados por un pagaré proporcionado por la Compañía. Al 31de diciembre de 2012, la Compañía contaba con cartas de crédito por un total de $46.1 Millones quegarantizaban los compromisos de trabajo en bloques de exploración.



64

PLAN DE DERECHOS DE LOS ACCIONISTAS

El 17 de diciembre de 2010, los accionistas de la Compañía aprobaron un acuerdo de derechos de losaccionistas entre la Compañía y Computershare Trust Company de Canadá. El Plan de Derechos le otorgaa los miembros de la Junta Directiva y a los accionistas más tiempo para considerar plenamente cualquieroferta pública de adquisición de la Compañía. También otorgará más tiempo para que la Junta Directivalleve a cabo, si es apropiado, otras alternativas para maximizar el valor de los accionistas. El Plan de

Derechos tiene una duración inicial que expira en la Asamblea Anual de Accionistas de la Compañía quese celebrará en el 2013 a menos que se rescinda con anterioridad. El Plan de Derechos podrá ser prorrogado por otros tres años a partir del 2013 por resolución de los accionistas en dicha junta.

Los derechos que se emitan en virtud del Plan de Derechos se harán ejercitables únicamente cuando una persona, incluyendo cualquier parte relacionada con ella, adquiere o anuncia su intención de adquirir 20%o más acciones de Petrominerales sin cumplir con las provisiones de "oferta permitida" dispuesta en elPlan de Derechos o sin la aprobación de la Junta Directiva. En caso de producirse dicha adquisición, cadaderecho en su ejercicio, le da derecho al titular de derechos, siempre que no sea la persona (o surelacionado) que adquiere, para comprar acciones de Petrominerales a la mitad del precio de mercadovigente en el momento.

La emisión de los derechos no alterará en modo alguno la situación financiera de Petrominerales. Laemisión no es de por sí diluibles, no afectará las ganancias reportadas por acción de Petrominerales y nova a cambiar la forma en que los accionistas negocian las acciones de Petrominerales. Al permitir que lostitulares de derechos adquieran acciones de Petrominerales a descuento del valor de mercado, losderechos causarán una dilución sustancial a la persona o grupo que adquieran el 20% o más de lasacciones ordinarias de Petrominerales por un medio diferente a una oferta admisible o que no sea encircunstancias en que los derechos sean redimidos o la Junta Directiva renuncie a la aplicación del Plan deDerechos.

Un potencial oferente puede evitar las características diluibles del Plan de Derechos haciendo una ofertaque se ajuste a los requisitos de una oferta admisible. Para clasificar como una oferta admisible, unaoferta pública de adquisición debe hacerse para todas las acciones de Petrominerales y debe estar abiertadurante 60 días después de que la oferta se haga. Si al menos el 50% de las acciones de Petrominerales enmanos de personas diferentes de los licitantes depositan o demuestran conformidad con la oferta, eloferente puede tomar y pagar por esas acciones. La oferta debe permanecer abierta por un períodoadicional de 10 días hábiles bajo las mismas condiciones.

Los requisitos para una oferta admisible permiten que cada accionista tome dos decisiones separadas. En primer lugar, un accionista decidirá si la oferta u oferta competidora es adecuada bajo sus propios méritos.Al tomar esta decisión el accionista no tiene por qué ser influenciado por la probabilidad de que la ofertatenga éxito. Si hay apoyo suficiente para que el 50% de las acciones independientes de Petrominerales seacojan a la oferta, un accionista que no haya ofrecido tendrá otros 10 días hábiles para decidir si acogersea la oferta.

Una copia del Plan de Derechos ha sido archivada como “Documento de Seguridad” bajo el perfil de la

Compañía en SEDAR en www.sedar.com.







65

MERCADO DE VALORES

Las acciones de Petrominerales están listadas en el TSX bajo el símbolo “PMG”. La siguiente tablamuestra el rango de precios máximos y mínimos por acción, así como el precio de cierre de mercado y elvolumen mensual de acciones ordinarias negociadas en el TSX desde el 1ro de enero de 2012 hasta el 31de diciembre de 2012.

Price per Common Share (Cdn$)Month Open High Low Close Volume

2012Enero 16,95 21,41 16,94 20,93 10.730.702

Febrero 21,24 23,97 16,72 18,47 21.506.615

Marzo 18,64 18,97 17,01 18,55 12.437.385

Abril 18,60 18,72 13,91 14,45 10.465.544

Mayo 14,59 14,59 12,09 13,80 11.105.998

Junio 13,36 14,20 10,90 11,50 9.713.126

Julio 11,76 11,88 8,94 9,28 8.337.185

Agosto 7,66 10,25 7,45 9,31 11.33.279

Septiembre 9,40 10,25 7,08 7,96 22.003.426

Octubre 7,82 8,51 7,26 8,01 5.881.774

Noviembre 8,09 8,64 7,36 7,63 6.626.015

Diciembre 7,60 8,70 7,30 8,60 5.592.887



66

EJECUTIVOS, EMPLEADOS CLAVE Y DIRECTORES

Ejecutivos y Empleados Clave

La siguiente tabla provee los nombres y lugares de residencia de los ejecutivos de la Compañía, así comosus posiciones en la Compañía y sus ocupaciones principales durante los últimos cinco años.

Nombre y Lugar deResidencia

Posición Ocupación Principal en los últimos 5 años

Rubén CanoBogotá, Colombia

Vicepresidente de Serviciosy Logística

Vicepresidente de Servicios y Logística desde Mayo de 2010.Anteriormente, el Sr. Cano ocupó diferentes posiciones seniorascendentes dentro de la Compañía desde el 2007.

Jeffrey ChantCalgary, AlbertaCanada

Vicepresidente deDesarrollo Organizacionaly Recursos Humanos

El Sr. Jeff Chant ingresó a Petrominerales como Vicepresidente deDesarrollo Organizacional en Septiembre de 2010. El Sr. Chant esPresidente y Director Administrativo de Arbinger Canadá, y pormedio de Arbinger ha trabajado con Petrominerales desde el 2008.El Sr. Chant estudió Ciencias Sociales, Negocios, Teología,Educación y Psicología, así como hizo estudios de Negocios en laEscuela de Negocios de Harvard y la Escuela de Negocios de Tucken la Universidad de Dartmouth.

Andrea HatzinikolasCalgary, AlbertaCanada

Abogada General ySecretaria Corporativa

Secretaria Corporativa y Abogada General de la Compañía desdeJunio de 2011, Secretario Corporativo y Abogada General dePetrobank desde Agosto de 2008 y Secretaria Corporativa dePetroBakken Energy Ltd. desde Octubre de 2009. Desde Febrerode 2007 hasta Agosto de 2008, la Sra. Hatzinikolas fue AbogadaGeneral de Petrobank. Desde 2003 hasta el 2007, fue asociada deuna firma de abogados nacional.

John KochCalgary, AlbertaCanada

Chief Operating Officer Chief Operating Officer de Petrominerales desde Enero de 2013.Anteriormente, El Sr. Koch fue Presidente y Director Ejecutivo deSFN Biosystems Inc. desde Marzo de 2012 a Octubre de 2012 yChief Operating Officer de Central Montana Resources LLC desdeEnero de 2007 hasta Marzo de 2012. Desde Julio de 2001 hastaEnero de 2007, El Sr. Koch fue el Vicepresidente de Operaciones y

Chief Operating Officer de Trident Exploration Corp. ElVicepresidente de Operaciones de Niko Resources Ltd. Desde marzode 2000 hasta julio de 2001 y, Vice Presidente de OperacionesInternacionales de Pacalta Resources Ltd. Desde 1996 hasta 1999.Anteriormente a 1999, el Sr. Koch tuvo varias posiciones seniortécnicas y operacionales en varias compañías grandes y medianas deenergía que operan en Canadá e Internacionalmente.

Erik LyngbergCalgary, AlbertaCanada

Vicepresidente Senior deExploración

Vicepresidente Senior de Exploración desde Mayo de 2010. Sedesempeñó como Vicepresidente de Exploración desde Agosto 2008y como Geólogo Principal desde Julio de 2007; Geólogo Principal dePetrobank desde el 2001.Antes del 2001, el Sr. Lyngberg ocupóvarias posiciones de exploración con un importante número decompañías exploradoras de Calgary comenzando con Shell Canadá lten 1984.



67

Nombre y Lugar deResidencia

Posición Ocupación Principal en los últimos 5 años

Maria Mercedes PalacioBogotá, Colombia

Vice Presidente, AsuntosCorporativos

Vice Presidente Asuntos Corporativos desde Abril de 2012.Anteriormente, fue Directora de Asuntos Corporativos desdenoviembre de 2010. Antes de unirse a Petrominerales, la Sra. Palaciofue Gerente General de Pan Andean Colombia (2007-2010) unacompañía de Crudo y Gas del Reino Unido UK y fue responsable porel establecimiento de la sucursal de la compañía y operaciones enColombia. Desde 2004-2007, ella fue Secretario Corporativo y

Abogada General de Transgas de Occidente S.A. Antes de esto, ellatrabajó para BP Exploration Company Colombia por más de 11como concejera legal senior, analista política, y gerente de estrategiasde contratación para la gerencia de cadena de suministro.

Tannya E. Morales-KozyBogotá, Colombia

Vicepresidente de Finanzas Vicepresidente Financiera de la Compañía desde Mayo de 2010.Anteriormente fue Contralor Corporativo de la Compañía desdeMayo de 2006 y Directora Financiera en Colombia de Petrobankdesde Marzo de 2004. La Sra. Morales ocupó varios cargos enEnCana Corporation incluyendo Gerente Financiera de Ecuador,Gerente de Contabilidad Internacional y Asesora FinancieraCorporativa desde Julio de 1998 hasta Diciembre de 2003.

Corey C. RuttanCalgary, Alberta,Canada

President and ChiefExecutive Officer

Presidente y CEO de Petrominerales desde Mayo de 2010, luego dehaber sido el Vicepresidente Financiero y CFO de la Compañíadesde Mayo de 2006; Vicepresidente Senior y CFO de Petrobank

desde Noviembre 2008 hasta Mayo 2010; Vicepresidente Ejecutivo yChief Financial Officer de Petrobakken Energy Ltd desde Octubre de2009 hasta Mayo de 2010; Vicepresidente Financiero y ChiefFinancial Officer de Petrobank desde Mayo de 2007 hasta

Noviembre de 2008; Vicepresidente Financiero de Petrobank desdeMayo de 2006 hasta Mayo de 2007; Director de FinanzasCorporativas y Relaciones con Inversionistas de Petrobank desdeJulio de 2003 hasta Mayo de 2007.

Kelly SledzCalgary, AlbertaCanada

Chief Financial Officer Chief Financial Officer desde Mayo de 2010. Anterior a esto, fue elGerente de Finanzas de la Compañía desde Enero de 2009. Antes deingresar a Petrominerales, el Sr. Sledz fue Vicepresidente Financierode MegaWest Energy Corp. desde Febrero de 2007 hasta Diciembrede 2008 y Contralor de First Calgary Petroleums Ltd. desde Febrerode 2004 hasta Febrero de 2007.

Jaime ValenzuelaBogotá, Colombia

Vice Presidente y GerenteGeneral, Colombia

Vice Presidente y Gerente General de Colombia desde Enero de2013. Anteriormente, Vicepresidente de Planeación y Gerencia deProyecto y Director de Operaciones desde Junio de 2011.Anteriormente fue director de Planeación y Gerencia de Proyectosdesde Junio de 2010. Antes de ingresar a Petrominerales, el Sr.Valenzuela fue Director de la Oficinas de Proyectos de TridentExploration Corp. desde el 2005 hasta el 2010. El Sr. Valenzuelaanteriormente trabajó con Encana Corporation desde Noviembre de1999 a Marzo de 2005 posiciones de gerencia de proyectos y

producción en Canadá e internacionalmente en proyectos en tierray costa afuera. Adicionalmente el Sr. Valenzuela fue Supervisor deProducción en Pacalta Resources Ltd. Desde 1997 hasta 1999.

Directores

La siguiente tabla muestra los nombres y lugares de residencia de los miembros de la Junta Directiva de laCompañía, junto con una breve biografía, la fecha en que fueron nombrados directores y su ocupación principal durante los últimos cinco años.



68

Nombre y Lugar de Residencia Posición Ocupación Principal en los últimos 5 años

Alastair Macdonald(1)(2)(4) Pembroke,Bermuda

Abril2006

Chief Executive Officer de Western Isles Ltd., una empresa de asesoría financieradesde Septiembre de 2007 a la fecha; Chief Executive Officer de Triathlon Ltd.,una empresa de asesoría financiera desde Septiembre de 1996 hasta Septiembre de2007.

Kenneth R. McKinnon, Q.C. ) )

Calgary, Alberta,Canada

May 2006 Director de Petrobank Energy and Resources Ltd. desde Marzo de 2000, Director de

PetroBakken Energy Ltd. desde octubre de 2009 y Presidente de la Junta Directivade PetroBakken desde Mayo de 2011. El Sr. McKinnon ocupa la posición deVicepresidente Legal y Abogado General de Critical Mass Inc., una empresa dediseño de páginas web.

Jerald L. Oaks(4)

Greenwood Village, Colorado,USA

May2006(6)

El fallecido Sr. Jerald Oaks fue Director de Petrobank Energy and Resources Ltd.desde Septiembre de 1993, Ingeniero Profesional, Presidente de Oaks ResourcesManagement Inc. desde Junio de 1986.

Ernesto Sarpi(3) Naples,Italy

May 2006 Consultor independiente desde el 2004; Gerente de Nuevos Negocios de ENI SpA.Agip Div. desde Noviembre de 1999 hasta Mayo 2004.

Enrique Umaña-Valenzuela(1)(4) Bogotá,Colombia

May 2006 Actividades de negocio independientes, enfocado principalmente en negocios dedesarrollo de tierras familiares desde Mayo de 2005 y en práctica privada comoconsultor de inversiones y mercado; Director de Sociedades Bolivar S.A., la casa

matriz del Grupo Financiero Bolivar, desde marzo de 2006; Miembro del Comité deRevisión del Fondo de Inversiones de Hidrocarburos de Colombia, Fase I, desdeJulio de 2005, Fase II, desde marzo de 2008 y Fase III desde Agosto de 2010, y delComité Colombiano de Fondo de Inversión Forestal desde Diciembre de 2007,miembro del Consejo Internacional de Consultoría de la Sociedad Americana y dela Cámara Colombo Americana de Comercio.

John D. Wright ) ) Calgary, Alberta,Canada

May 2006 Chief Executive Officer y Presidente de Petrobank Energy and Resources Ltd.desde marzo de 2000 a diciembre de 2012, y desde Enero de 2013 a la fecha ChiefExecutive Officer y Director; Chief Executive Officer y Presidente de la Junta dePetroBakken Energy Ltd. Desde octubre de 2009 a mayo de 2011, y desde mayo de2011 a la fecha Presidente, Chief Executive Officer y Director; Presidente y ChiefExecutive Officer de la Corporación desde su creación hasta el 6 de mayo de 2010,cuando el Sr. Wright fue nombrado Presidente de la Junta.

Geir Ytreland ) ) Droebak,

Norway

May 2006 Consultor independiente desde abril de 2000; Gerente General (Venezuela) de Norsk Hydro desde marzo de 1993 hasta marzo de 2000; Gerente de Proyectos parael desarrollo de la industria petrolera del Timor Oriental desde enero de 2004.

Notes:1. Miembro del Comité de Auditoría.2. Miembro del Comité de Compensación.3. Miembro del Comité de Reservas.4. Miembro del Comité de Nominaciones.5. El periodo de cada Director expira en la Asamblea General de Accionistas que se celebra anualmente.6. Presidente de la Junta.

Propiedad de los Ejecutivos y Directores

A Diciembre 31 de 2012, Petrominerales tenía 84.464.223 acciones emitidas y en circulación. Al 25 deMarzo de 2013, los ejecutivos y directores de la Compañía como grupo beneficiario o propietario ejercieroncontrol o dirección sobre 3. 402.733acciones de la Compañía, representando aproximadamente 4,02%acciones ordinarias y en circulación.

Conflictos de Interés

Algunos de los directores de la Compañía pueden tener asociaciones con otras empresas petroleras o conotros participantes de la industria con los que la Compañía realiza negocios. Los directores de la



69

Compañía están obligados por la ley de sociedades aplicable a actuar con honestidad y buena fe con mirasa los mejores intereses de la Sociedad y a divulgar cualquier interés que puedan tener en cualquier proyecto u oportunidad para la Compañía.

En concreto, los señores. John Wright, Kenneth y McKinnon son directores de la Compañía y dePetrobank. Corey Ruttan, el Presidente y Chief Executive Officer de la Compañía, es también director dePetrobank. La compañía cuenta con ciertos arreglos contractuales en curso con Petrobank. Ver " Intereses

de la Gerencia y otros en Transacciones Materiales". Los conflictos que involucran a los directoresanteriores y ejecutivos con respecto a las transacciones entre Petrobank y Petrominerales se negociarán deconformidad con las disposiciones de la ABCA, incluyendo, si aplica, a través de avisos de conflicto, laabstención del voto y / o la formación de comités independientes.

COMITE DE AUDITORÍA

Composición del Comité de Auditoría

El Comité de Auditoría se reunirá no menos de cuatro veces al año y celebrará reuniones adicionalescuando las circunstancias lo justifiquen. El Comité de Auditoría está conformado por los señoresMcKinnon (Presidente), Macdonald y Umaña-Valenzuela. Todos los miembros del Comité de Auditoríase consideran independientes según definido en el MI 52-110.

Todos los miembros del Comité de Auditoría tienen cultura financiera, tal como se define en el IM 52-110. El Comité de Auditoría cuenta con un Mandato y Términos de Referencia definidos y es responsablede revisar y supervisar la función de auditoría externa, recomendando que el auditor externo y lascondiciones de su nombramiento o desembarque, la revisión de los informes de auditor externo y loshallazgos significativos y revisar y recomendar la aprobación de la Junta Directiva de la Compañía toda lainformación financiera de pública divulgación, tales como estados financieros, el informe de discusión yanálisis de la gerencia, los formularios anuales de información y los prospectos de información.

Estatutos del Comité de Auditoría

Favor referirse al Apéndice “C” de este Formulario de Información Anual para el texto completo del Mandato y Términos de Referencia del Comité de Auditoría.

Educación y Experiencia Relevante de los Miembros del Comité Auditor

La siguiente es una breve reseña de la educación o experiencia de cada miembro del Comité Auditor quees relevante para el desempeño de sus responsabilidades como miembro del Comité Auditor, incluyendotoda educación y experiencia que le haya proporcionado al miembro dominio de los principios decontabilidad usados por la Compañía para preparar los estados financieros anuales y provisionales de laCompañía.

Nombre del miembro delComité de Auditoría Educación y Experiencia Relevante

Kenneth R. McKinnon El Sr. McKinnon ha sido Vicepresidente de Asuntos Legales y Asesor Jurídico Principal deCritical Mass Inc. desde septiembre de 2000 y es también director y miembro del Comité Auditorde Petrobank y PetroBakken Energy Ltd. A lo largo de este tiempo adquirió experiencia en elanálisis de estados financieros y domina los controles y procedimientos internos para los reportesfinancieros y cuenta con experiencia supervisando personas dedicadas a la preparación, análisis yevaluación de estados financieros. Ha adquirido dominio de las funciones del Comité Auditor através de su trabajo en Petrobank y en otras empresas públicas. El Sr. McKinnon obtuvo su títulode Graduado en Comercio de la Universidad de Calgary en 1980 y obtuvo su título de Graduadoen Derecho de Queens University en 1983.



70

Nombre del miembro delComité de Auditoría Educación y Experiencia RelevanteAlastair Macdonald El señor MacDonald ha sido el Director Ejecutivo de una compañía de asesoría financiera en

Bermudas desde 1996. En el desempeño de este cargo ha sido director de numerosascompañías en el campo de exploración de petróleo y gas, así como en los campos decomputadores y tecnología. Anteriormente, el señor MacDonald fue banquero en el Banco deBermudas Ltd., donde se desempeñó como Gerente del Departamento de la Banca Privadadesde Octubre de 1991 hasta Octubre de 1996. El señor MacDonald posee una licenciatura dela Universidad McGill y una Maestría de la Universidad de British Columbia.

Enrique Umaña-Valenzuela

El Sr. Umaña-Valenzuela, ciudadano y residente de Colombia, se ha desempeñado en el sector privado como consultor de negocios e inversiones y también ha estado involucrado enactividades de desarrollo de tierras familiares desde mayo de 2005. Él se desempeñó comoPresidente de la agencia de promoción de inversión de Colombia, Coinvertir, entre 1997 y abrilde 2005 y como representante jurídico a tiempo parcial desde mayo de 2005 hasta diciembrede 2005. Con anterioridad al desempeño de estas actividades, él se desempeñó en el sector

privado como consultor de negocios e inversiones entre 1995 y 1997. También se desempeñócomo Consejero Internacional del Ministerio de Defensa de Colombia y más tarde comoViceministro de Defensa en 1995. Antes de ello, él se desempeñó como Director Encargado dela Misión de la Embajada de Colombia y más tarde como Encargado de Negocios enWashington, D.C. a finales de 1994; como Ministro Consejero de la Embajada en Colombiaentre 1991 y 1994; como Director de la Oficina de Negocios del Gobierno colombiano en laciudad de Nueva York entre 1983 y 1991; y como vicepresidente financiero de la Empresa deTeléfonos de Bogotá entre 1982 y 1983. Desde el 2006 él ha sido Director de Sociedades

Bolívar S. A. la caza matriz del Grupo Financiero Bolivar. Él fue Director de BancafeInternacional en Miami, desde julio de 2008 hasta mayo de 2009. Desde Julio de 2005 ha sidomiembro del Comité Supervisor del Fondo de Inversión en Hidrocarburos de Colombia, Fase Iy Fase II, y del Fondo de Inversión Forestal de Colombia. También miembro del ConsejoAsesor Internacional de la Sociedad de las Américas en la ciudad de Nueva York. El Sr.Umaña-Valenzuela obtuvo el título de Licenciado en Humanidades en Economía y RelacionesInternacionales de la Universidad de Columbia en 1962.

Supervisión del Comité de Auditoría

Desde el comienzo del ejercicio social más recientemente terminado de la Compañía, jamás unarecomendación del Comité Auditor en el sentido de nombrar o remunerar a un auditor externo ha dejadode ser adoptada por la Compañía.

Políticas y Procedimientos de Pre-aprobación

El Comité de Auditoría también pre-aprueba todos los servicios distintos de auditoría a ser prestados porlos auditores externos y asegura que la administración cuenta con sistemas de control interno efectivos,investiga todas las recomendaciones tendientes a mejorar los controles internos y se reúne al menosanualmente con los auditores externos de la Compañía sin la presencia de la administración y al menostrimestralmente con la presencia de la administración. La Compañía no cuenta con auditores internos, ydado el tamaño de la Compañía, la Compañía considera que esto es práctico y apropiado.

Honorarios de Auditores Externos

Deloitte LLP fue contratada por la Compañía el 12 de enero de 2007. Para los años terminados el 31 de

diciembre de 2012 y 2011, a Deloitte LLP y sus afiliadas se les pagaron US$538.831 y US$628.354respectivamente, desglosados del siguiente modo.



71

2012 2011

Tarifas de Auditoría $295.000 $295.000Tarifas relacionadascon Auditoría (1) 236.608 331.161

Tarifas fiscales 7.222 2.193

Total $538.831 $628.354

Notes:1.

Los honorarios relacionados con la auditoria en el 2012 y 2011 comprenden las revisiones trimestrales, la auditoría deasuntos legales Colombianos, los procedimientos relacionados con las NIIF y los costos relacionados con la solicitudde registro de la Compañía en la Bolsa de Valores de Colombia.

SUSPENSIÓN DE OPERACIONES COMERCIALES, BANCARROTA, PENALIDADES OSANCIONES

Excepto como se describe en este documento, y bajo el conocimiento de la Compañía:

(a)

ningún director o funcionario ejecutivo de la Compañía es a la fecha o fue durante los últimos 10años anteriores a la fecha, director, chief executive officer o chief financial officer de algunaempresa que, mientras el director o funcionario ejecutivo desempeñara tal función, estuvo sujeto

a suspensión alguna en la orden de compra o similar o de cualquier orden que le haya negado a laCompañía el acceso a la legislación de valores de exenciones que estaba en vigor por un períodode más de 30 días consecutivos, y (i) se publicó durante el tiempo en que el director o funcionarioejecutivo estaba actuando en capacidad como director, CEO o CFO, o (ii) se publicó después deque el director o funcionario ejecutivo dejara de ser un director, CEO o CFO, sino que resultarade un evento que ocurrió, cuando esa persona estaba actuando en capacidad de director, CEO oCFO;

(b)

ningún director o funcionario ejecutivo de la Compañía y ningún tenedor de títulos valores quetenga un número suficiente de títulos valores de la Compañía que pueda afectar materialmente elcontrol de la Compañía, ha estado sujeto a (i) alguna penalidad o sanción impuesta por untribunal en relación con la regulación de títulos valores o por alguna autoridad reguladora de

títulos valores o ha realizado un acuerdo con alguna autoridad reguladora de títulos valores, o a(ii) alguna otra penalidad o sanción impuesta por un tribunal u órgano regulador que podríaconsiderarse importante para un inversionista razonable en la toma de una decisión de inversión,y

(c)

ningún director o funcionario ejecutivo de la Compañía y ningún tenedor de títulos valores quetenga un número suficiente de títulos valores de la Compañía que pueda afectar materialmente elcontrol de la Compañía, o una empresa personal de dichas personas, es o ha sido durante losúltimos 10 años anteriores a la fecha de este Formulario de Información Anual, un director ofuncionario ejecutivo de cualquier empresa, donde mientras esa persona estaba actuando en sucapacidad, o un año después de tener esa capacidad, se declaró en bancarrota, hizo una propuestaen virtud de cualquier legislación relacionada a la ley de quiebra o insolvencia, o estaba sujeta a oinstituyó un procedimiento, acuerdo o compromiso con sus acreedores o tuvo un receptor, gerentede receptores o liquidador designado para mantener sus activos.

John D. Wright

El Sr. John D. Wright fue director de Canadian Energy Inc. Exploración ("CEE") (anteriormente TALONInternational Energy, Ltd.), un emisor listado en TSX Venture Exchange hasta Septiembre de 2011. Unainterrupción de orden de comercio (la “orden ASC”) fue emitida el 7 de Mayo de 2008 en contra de CEE por la ASC por la publicación tardía de los estados financieros auditados y el informe de discusión y



72

análisis de la gerencia de CEE para el año finalizado el 31 de diciembre de 2007 (“Reportes Anuales”).Los Reportes Anuales de CEE se publicaron en SEDAR el 8 de Mayo de 2008. Como resultado de estaorden, el TSX Venture Exchange suspendió la negociación de las acciones de CEE el 7 de Mayo de2008. Adicionalmente, en Junio 4 de 2009 la Comisión de Valores de British Columbia (“BCSC”) emitióuna interrupción de orden de comercio (la “orden BCSC”) en contra de CEE por no publicar los estadosfinancieros auditados y el informe de discusión y análisis de la gerencia de CEE para el año finalizado el31 de diciembre de 2008, y sus estados financieros no auditados interinos y el informe de discusión y

análisis de la gerencia para los tres meses finalizados el 31 de Marzo de 2009.CEE hizo una solicitud a la ASC y BCSC para la revocación de la Orden ASC y la Orden BCSC. La ASCy la BCSC han emitido órdenes de revocación de fecha 14 de octubre 2009 y 30 de noviembre de 2009,respectivamente, otorgando la revocación completa de suspensión relacionada al cumplimiento deórdenes de comercio emitidos por la ASC y la BCSC en relación con CEE.

PRINCIPALES ACCIONISTAS

La siguiente tabla muestra la información respecto a los títulos valores de la Compañía, directa oindirectamente, de propiedad de cada persona o empresa que, a la fecha de este Formulario deInformación Anual, en la fecha de registro, y quien, del conocimiento de la Compañía, posee un controlejercible o beneficioso o dirección (directa o indirectamente), sobre más del 10% de cualquier clase oserie de valores de voto de la Compañía.

Nombre

Número deAcciones enCirculación

Número deAcciones poseídas

Tipo dePropiedad

Porcentaje dePropiedad

Fidelity Management & ResearchCompany, Pyramis Global Advisors,LLC, Pyramis Global Advisors TrustCompany Strategic AdvisersIncorporated, and FIL Limited

84,464,223 9,028,317 Beneficial 10.69%

LEGAL PROCEEDINGS

PROCEDIMIENTOS LEGALES

A la fecha, excepto según se describe más adelante, no hay procedimientos legales pendientes oactuaciones judiciales conocidas que deban ser contempladas siempre que la Compañía es una de las partes o en caso de que cualquiera de las propiedades de la Compañía, estén sujetos a anticiparse comomaterial para la Compañía.

Petrominerales tiene actualmente una disputa con la ANH relacionada con la interpretación del contratode exploración de Corcel celebrado entre Petrominerales y la ANH el 2 de junio de 2005.

El contrato de Corcel requiere un pago de precios altos de participación a pagar por parte dePetrominerales a la ANH una vez que un área de explotación ha producido de forma acumulativa cinco omás millones de barriles de petróleo. El pago del precio de la participación se paga al 30 por ciento del precio recibido por encima de los precios sobre determinados límites, basado en la calidad del crudo producido.

La ANH ha indicado que su posición sobre las áreas de explotación bajo el Contrato Corcel se debecombinar para los propósitos de determinar cuándo el pago de la participación de precios altos es pagadero. Ya que la producción combinada de todas las áreas de explotación del contrato de exploración



73

en Corcel ha excedido cinco millones de barriles de petróleo, la ANH afirma que Petrominerales requiere pagar la participación en precios altos con respecto a la producción del Bloque Corcel desde abril de2009.

Petrominerales discrepa con la interpretación de la ANH y opina que el Contrato Corcel provee que el pago de participación en precios altos es requerido para cada área individual de explotación, una vez queen forma acumulada cada área de explotación haya producido cinco millones o más barriles de petróleo.

Consecuentemente, Petrominerales ha iniciado un proceso de arbitramento de acuerdo al contrato deCorcel. Como parte del proceso de arbitramento, la ANH interpuso una contrademanda en contra dePetrominerales reclamando el pago de participación en precios altos por US$150,5 Millones y costos deintereses relacionados por US$70 Millones. En Diciembre de 2012, Petrominerales presentó su defensa ala contrademanda interpuesta por la ANH.

La Compañía cree que el resultado de esta disputa será a favor de Petrominerales, y por lo tanto, no se hanrealizado provisiones adicionales para regalías en los estados financieros anuales. Si la Compañía hubieraaplicado la interpretación de la ANH sobre el pago por participación en precios altos las tasas de regalíasdel 2012 hubieran sido 19 % comparadas con la tasa realizada de 13% en el 2012.

INTERESES DE LA GERENCIA Y OTROS EN TRANSACCIONES MATERIALES

A excepción de lo descrito aquí, ningún director, funcionario ejecutivo, o persona o empresa que seatitular directo o beneficioso, o que ejerza el control o la dirección sobre más del 10% de las accionesordinarias y ninguna asociada o afiliada de cualquiera de los anteriores tiene o ha tenido, ningún interésmaterial en cualquier transacción antes de la fecha o cualquier transacción propuesta que haya afectado oafectará materialmente a la Compañía.

Los señores John Wright y Kenneth McKinnon son directores de la Compañía y directores de Petrobank.Corey Ruttan, el Presidente y CEO de la Compañía, es también director de Petrobank.

Antes de la reorganización de Petrobank el 31 de diciembre de 2010, Petrominerales tenía un Acuerdo deServicios Técnicos con Petrobank, para aspectos tales como los servicios de geología, geofísica eingeniería prestados por Petrobank a la Compañía. Todos los cargos se basaron en los costos más un

cargo administrativo, de no más del 5%. Estos costos ascendieron a $ 4,9 millones para el año finalizadoel 31 de diciembre de 2010.

Antes de la reorganización del 31 de diciembre de 2010, Petrominerales tenía un acuerdo de gestión delos servicios (el "Acuerdo de Gestión de Servicios") con Petrobank en el que se estipulaba quePetrobank proporcionaría a la Compañía con servicios administrativos y espacios de oficinas.

La Compañía ha firmado un Acuerdo sobre Uso de Tecnología con una filial en propiedad absoluta dePetrobank. Bajo los términos del Contrato de Uso de Tecnología, Petrominerales tiene el derecho autilizar la tecnología THAI ®, su know how y cualquier mejora, en las oportunidades de crudo pesado enColombia, sujetos a una cuota de licencia a precio de mercado.

AUDITORES, AGENTES DE TRANSFERENCIA Y REGISTRADOR

Los auditores de la Compañía son Deloitte LLP, Contadores Públicos, 700-850 2nd Street SW, Calgary,Alberta, T2P 0R8.

El agente de transferencia y registro de las acciones Petrominerales es Computershare Trust Company deCanadá, en sus oficinas principales en Calgary, Alberta y Toronto, Ontario, donde la transferencia devalores puede ser registrada.



74

INTERESES DE EXPERTOS

Deloitte, Contadores Públicos, son los auditores de la Compañía y, como tal, han preparado un dictamensobre los estados financieros consolidados de la Compañía para el año fiscal que finalizó el 31 dediciembre de 2012. Deloitte LLP es independiente de conformidad con las Reglas de ConductaProfesional, según prevé el Instituto de Contadores Públicos de Alberta.

La información relacionada a las reservas de este Formulario de Información Anual fue calculada porD&M como evaluador independiente de reservas cualificado. Los directores de D&M, de formaindividual o en grupo, no tienen ni esperan recibir títulos valores de Petrominerales, directa oindirectamente.

CONTRATOS MATERIALES

Excepto como se describe a continuación, la Compañía no ha entrado en contratos materiales que nohayan sido publicados o dados a conocer en el curso normal del negocio.

El 25 de agosto de 2010, la Compañía y Norsk Tillitsmann ASA, como fideicomisario del préstamo ennombre de los tenedores de los bonos de 2016, entró en un contrato crediticio (el "Contrato Crediticio")con respecto a la colocación privada de los bonos del 2016. Consulte la parte de " Estructura de Capital -

Bonos Convertibles". El contrato crediticio se pueden encontrar en SEDAR en www.sedar.com.

El 12 de Junio de 2012, la Compañía y Norsk Tillitsmann ASA, como fideicomisario del préstamo ennombre de los tenedores de los bonos 2017, entró en un contrato crediticio (el "Contrato Crediticio") conrespecto a la colocación privada de los bonos del 2017. Consulte la parte de " Estructura de Capital -

Bonos Convertibles". El contrato crediticio se pueden encontrar en SEDAR en www.sedar.com.

A partir de noviembre 19 de 2010, la Compañía y Computershare Trust Company de Canadá entraron enel Plan de Derechos acordado por los accionistas. El Plan de Derechos se puede encontrar en SEDAR enwww.sedar.com . Consulte la sección " Plan de Derechos de los Accionistas".

INFORMACION ADICIONAL

Información adicional relacionada con la Compañía puede encontrarse en SEDAR en www.sedar.com.

Información adicional, incluyendo información sobre la remuneración y endeudamiento de los directoresy funcionarios, los principales titulares de los títulos valores de la Compañía, las opciones de compra detítulos valores y los intereses de personas con información privilegiada en operaciones materiales, estarádisponible en la Circular Proxy de Gestión de la Compañía a ser facilitada en la Asamblea Anual deAccionistas el próximo 9 de mayo de 2013. Información financiera adicional está incluida en los estadosfinancieros consolidados de la Compañía y en el Informe de Discusión y Análisis de la Dirección para elaño finalizado el 31 de diciembre de 2012, los cuales están disponibles en la página web de la Compañíaen www.petrominerales.com, y en el Reporte Anual de la Compañía para el año finalizado el 31 dediciembre de 2012, disponibles en SEDAR en www.sedar.com.





















1

APENDICE “A”

FORMA 51-101F3

REPORTE DE PUBLICACIÓN DE PETROLEO Y GAS DE LA GERENCIA Y LOSDIRECTORES

La Gerencia de Petrominerales Ltd. (la "Compañía") es responsable de la preparación y divulgación de lainformación con respecto a las actividades de petróleo y gas de la Compañía, de conformidad con losrequisitos de regulación de valores. Esta información incluye datos sobre reservas, que son lasestimaciones de reservas probadas y reservas probables e ingresos futuros netos presentados al 31 dediciembre de 2012, usando pronósticos de precios y costos.

Los evaluadores independientes de reservas han evaluado los datos de reservas de la Compañía. Elinforme de los evaluadores independientes de reservas calificados se presenta en este documento y se presentará ante las autoridades regulatorias de valores con el presente informe.

El Comité de Reservas de la Junta Directiva de la Compañía:

(a)

ha revisado los procedimientos de la Compañía para proporcionar la información a losevaluadores independientes de reservas calificados;

(b)

se reunieron con los evaluadores independientes de reservas calificados para determinarsi hay restricciones que afecten la capacidad de los evaluadores independientescalificados para informar sin reservación, preguntar si ha habido disputa alguna entre losanteriores evaluadores independientes de reservas calificados, y

(c)

han revisado la data de reservas con la Gerencia y los evaluadores independientes dereservas calificados.

El Comité de Reservas de la Junta Directiva ha revisado los procedimientos de la Compañía para reunir yreportar otra información asociada con las actividades de petróleo y gas y ha revisado la información conla Gerencia. La Junta Directiva ha, por recomendación del Comité de Reservas, aprobado:

(b) el contenido y la presentación ante las autoridades reguladoras de valores de la Forma 51-101F1que contiene los datos de reservas y otra información de petróleo de gas;

(c) la presentación de la forma 51-101F2, que es el informe de los evaluadores independientes dereservas calificados sobre los datos de reservas, y

(d) el contenido y presentación de este informe.



2

Debido a que los datos de reservas se basan en juicios sobre eventos futuros, los resultados reales pueden variar y lasvariaciones pueden ser materiales.

(firma) “Corey Ruttan ” (firma) “John Koch ” Corey Ruttan,Presidente y Chief Executive Officer

John Koch,Chief Operating Officer

(firma) “Er nesto Sarpi ” (firma) “Geir Ytreland ”

Ernesto Sarpi,Director y Miembro del Comité de Reservas

Geir Ytreland,Director y Miembro del Comité de Reservas

28 de marzo de 2013



1

APENDICE “B”

FORMA 51-101F2REPORTE DE LA DATA DE LAS RESERVAS POR UN EVALUADOR

INDEPENDIENTE DE RESERVAS CALIFICADO

Para la Junta Directiva de Petrominerales Colombia Ltd. (la “Compañía”):

1. Hemos evaluado los datos de reserva de la Compañía al 31 de diciembre de 2012. Los datos dereservas son estimaciones de reservas probadas y reservas probables e ingresos futuros netosrelacionados al 31 de diciembre de 2012, usando precios y costos pronosticados.

2. Los datos de reservas son responsabilidad de la Gerencia de la Compañía. Nuestraresponsabilidad es expresar una opinión sobre los datos de reservas con base en nuestraevaluación.

Llevamos a cabo nuestra evaluación de conformidad con las normas establecidas por el ManualCanadiense de Evaluación de Petróleo y Gas (el "Manual COGE "), preparado conjuntamente por

la Sociedad de Ingenieros Evaluadores de Petróleo (capítulo Calgary) y el Instituto Canadiense deMinería, Metalurgia y Petróleo (Sociedad Petrolera).

3. Tales normas requieren que planifiquemos y realicemos una evaluación para asegurar que lasestimaciones de reservas están libres de errores significativos. Una evaluación también incluye elanálisis de si los datos de las reservas están en conformidad con los principios y definiciones quese presentan en el Manual COGE.

4. La siguiente tabla muestra la estimación de los ingresos futuros netos (antes de deducir los impuestos sobrela renta de Canadá) en miles de dólares de los Estados Unidos (M U.S.$) para reservas probadas más

probables, usando precios y costos pronosticados y calculados con una tasa de descuento del 10%, incluidoen los datos de reservas de la Compañía evaluada por nosotros para el año finalizado el 31 de diciembre de2012, e identifica las respectivas porciones que hemos evaluado y reportado a la Gerencia de la Compañía:

EvaluadorIndependiente de

Reservas Calificado

Descripción y fechaEfectiva de laEvaluación

Localizaciónde las

Reservas

Valor Presente Neto del Ingreso Futuro Neto(antes de Impuesto de Renta Canadiense, Descontado al 10%)

Auditado(M U.S.$)

Evaluado(M U.S.$)

Revisado(M U.S.$)

Total(M U.S.$)

DeGolyer andMacNaughton

Reporte de Evaluacióna Diciembre 31 de2012 sobre algunas

propiedades enColombia paraPetrominerales

Colombia Ltd. con

fecha 15 de Febrero de2013

Colombia NotApplicable

1,280,904 NotApplicable

1,280,904

5. En nuestra opinión, las reservas y los ingresos evaluados por nosotros, en todos sus aspectos significativos,se han determinado y están de conformidad con el Manual COGE.

6. No tenemos ninguna responsabilidad de actualizar nuestro informe mencionado en el párrafo 4 de loseventos y circunstancias que ocurran después de la fecha de preparación del informe.



2

7. Debido a que los datos de reservas se basan en juicios con respecto a eventos futuros, los resultados reales pueden variar y las variaciones pueden ser materiales. Sin embargo, cualquier variación debe serconsistente con el hecho de que las reservas se categorizan de acuerdo a la probabilidad de su recuperación.

Ejecutado en cuanto a nuestro informe mencionado anteriormente.

DeGolyer and MacNaughton, Dallas, Texas, USA, fechado 15 de Febrero de 2013.

Submitted,

(firma) “DeGolyer and MacNaughton ”

DeGolyer and MacNaughton



APENDICE “C”

DEL COMITÉ DE AUDITORÍA

PETROMINERALES LTD.COMITÉ DE AUDITORÍA DE LA JUNTA DIRECTIVA

MANDATO Y TERMINOS DE REFERENCIA

A.

PROPOSITO

La función principal del Comité de Auditoría es asistir a la Junta Directiva (la " Junta Directiva" o"Junta") de Petrominerales Ltd. ("Petrominerales" o la "Compañía") en el cumplimiento de susresponsabilidades mediante la revisión de: los informes financieros y otra información financiera proporcionada por Petrominerales a cualquier órgano regulador o al público; los sistemas de controlesinternos de la Compañía con respecto a la preparación de dichos estados financieros y demás informaciónque la Gerencia y la Junta han establecido; y los procesos generales de la auditoría, información contabley financiera de la Compañía. Consistentemente con esta función, el Comité de Auditoría debe fomentar lamejora y adhesión continua a las políticas, procedimientos y prácticas de la compañía en todos losniveles. Los objetivos principales del Comité de Auditoría son los siguientes:

-

Ayudar a los directores a cumplir con sus responsabilidad respecto a la preparación y publicación de los estados financieros de la Compañía y temas relacionados;

-

Proporcionar una comunicación abierta entre los directores y los auditores externos;

-

Mejorar la independencia del auditor externo;

-

Aumentar la credibilidad y objetividad de los reportes financieros, y

-

Fortalecer el papel de los directores mediante facilitando un debate en profundidad entrelos directores del Comité de Auditoría, la Gerencia y los auditores externos.

B.

COMPOSICION

(a)

El Comité de Auditoría estará integrado por tres o más directores que determine la JuntaDirectiva, ninguno de los cuales es funcionario de Petrominerales y todos son "directoresindependientes" (dicho término se utiliza en el informe de la Bolsa de Valores de Toronto sobreGobierno Corporativo en Canadá) e "independiente" (dicho término se utiliza en el InstrumentoMultilateral 52-110 - Comités de Auditoría ("MI 52-110") a menos que la Junta hayadeterminado que la exención contenida en la Sección 3.6 de IM 52-110 está disponible y hadecidido contar con él.

(b)

Todos los miembros del Comité de Auditoría tendrán "cultura financiera" (como se define en MI52-110) a menos que la Junta determine una exención en virtud del MI 52-110 de tal requisito enrelación con algún miembro en particular y ha decidido contar con él, de conformidad con lodispuesto en el MI 52-110.

(c)

Los miembros del Comité de Auditoría serán elegidos por la Junta Directiva en la reunión anualde la Junta Directiva de la Compañía y permanecerán como miembros del Comité de Auditoríahasta que sus sucesores sean debidamente elegidos y calificados.



C-2

2

(d)

A menos que el Presidente de la Junta Directiva sea elegido por la totalidad de la Junta Directiva,los miembros del Comité de Auditoría podrán designar a un Presidente por mayoría de votos delos miembros del Comité de Auditoría.

C. REUNIONES

(e)

El Comité de Auditoría se reunirá al menos cuatro veces al año, o con mayor frecuencia, según

las circunstancias. Como parte de su mandato de promover la comunicación abierta, el Comité deAuditoría debe reunirse por lo menos una vez al año con la gerencia y los auditores externos ensesiones ejecutivas separadas para discutir cualquier asunto que el Comité de Auditoría o cadauno de estos grupos creen que se debe discutir en privado. El Comité de Auditoría o al menos suPresidente debería reunirse con los auditores externos y la Gerencia trimestralmente para revisarlos estados financieros de la Compañía de conformidad con la Sección III.2 a continuación. ElChief Financial Officer podrá, a discreción del Comité de Auditoría, estar presente en lasreuniones del Comité de Auditoría y puede ser excusado de la totalidad o parte de dichasreuniones por el Presidente de la Junta.

(f)

Las actas de todas las reuniones del Comité de Auditoría serán tomadas, y el Comité de Auditoríainformará sobre los resultados de sus reuniones y las revisiones realizadas y las recomendaciones

asociadas a la Junta Directiva.

(g)

El quórum para las reuniones del Comité de Auditoría será la mayoría de sus miembros, así comolas normas para convocar, celebrar, dirigir y levantar las reuniones del Comité de Auditoría serála misma que las que rigen la Junta.

D. RESPONSABILIDADES Y DEBERES

Para cumplir con sus responsabilidades y deberes, el Comité de Auditoría deberá:

Revisión de Documentos/Reportes

(h)

Revisar y actualizar estos estatutos, según las condiciones.(i)

Revisar los estados financieros, prospectos, MD&A, formulario de información anual ("AIF") ytoda la información de pública divulgación que contenga la información financiera auditada o noauditada (incluyendo, sin limitación, los comunicados de prensa anuales e interinos y otroscomunicados de prensa que revelen ganancias o resultados financieros) antes de su publicación y previo a la aprobación de la Junta cuando sea necesario.

(j)

Revisar los informes de la gestión preparados por los auditores externos y las respuestas de laGerencia.

(k)

Revisar los hallazgos materiales del auditor durante el año, incluyendo el estado de lasrecomendaciones anteriores de la auditoría.

(l)

Estar satisfechos y evaluar periódicamente la idoneidad de los procedimientos para la revisión deinformación de las empresas que se deriva o se extrae de los estados financieros.



C-3

3

Audi tores Externos

(m)

Ser directos responsables de revisar el trabajo de los auditores externos, incluyendo la resoluciónde desacuerdos entre la Gerencia y los auditores externos respecto de los reportes financieros.

(n)

Recomendar a la Junta los auditores externos a ser propuestos para su nombramiento ante losaccionistas.

(o)

Recomendar a la Junta las condiciones de contratación del auditor externo, incluyendo sucompensación y una confirmación de que los auditores externos deben reportar directamente alComité de Auditoría.

(p)

Anualmente revisar y discutir con los auditores todas las relaciones materiales que los auditorestengan con la Compañía para determinan la independencia de los auditores.

(q)

Revisar el desempeño de los auditores externos y aprobar cualquier propuesta de aprobación de lagestión de los auditores externos, cuando las circunstancias lo justifiquen.

(r)

Cuando va a haber un cambio de auditores, examinar las cuestiones relacionadas con el cambio y

la información que debe enviarse a los reguladores de títulos valores.

(s)

Consultar periódicamente con los auditores externos, sin la presencia de la Gerencia, sobre loscontroles internos y la plenitud y la exactitud de los estados financieros de la Compañía.

(t)

Considerar, en consulta con el auditor externo, el alcance de la auditoría y el plan del auditorexterno.

(u)

Pre-aprobar la realización de cualquiera de los servicios distintos de la auditoría por parte de losauditores externos y determinar cuáles de los servicios distintos de la auditoría están prohibidos aser suministrados y el Comité de Auditoría podrá delegar en uno o más miembros independientesdel Comité de Auditoría la autoridad de pre-aprobar los servicios distintos de la auditoría,

siempre que dicho miembro(s) informe al Comité de Auditoría en la siguiente reunión programada sobre aquella pre-aprobación y el miembro cumpla con otros procedimientos quesean establecidos por el Comité de Auditoría periódicamente.

Proceso de Reportes Financieros

(v)

En consulta con los auditores externos y la Gerencia, revisar la integridad de los procesos dereporte de información financiera de la Compañía, tanto internos como externos.

(w)

Considerar la posibilidad de decisiones relativas a la idoneidad de las políticas contables de laCompañía.

(x)

Considerar y aprobar, si procede, los mayores cambios en las prácticas y principios decontabilidad y auditoría de la Compañía, según sea sugerido por los auditores externos o laGerencia.

(y)

Revisar las políticas de gestión de riesgos y procedimientos de la Compañía (es decir, lacobertura, los litigios y seguros)

(z)

Establecer procedimientos para:



C-4

(i)

la recepción, retención y tratamiento de las denuncias recibidas por la Compañía enmateria de contabilidad, controles contables internos o asuntos de auditoría, y

(ii)

la presentación confidencial y anónima por parte de empleados de la Compañía de las preocupaciones con respecto a asuntos contables o de auditoría.

(aa)

Aprobar las recomendaciones de la Gerencia respecto del nombramiento de las personas en los

cargos de reporte de información financiera dentro de la Compañía.

Mejoramiento de procesos

(bb)

Establecer sistemas regulares y separados para la presentación de informes al Comité deAuditoría por la parte de la Gerencia y los auditores externos con respecto a cualquier importante juicio realizado en la preparación de los estados financieros y la visión de cada grupo sobre loapropiado de tales juicios.

(cc)

Una vez finalizada la auditoría anual, examinará por separado con la Gerencia y los auditoresexternos las dificultades más importantes surgidas durante el curso de la auditoría, incluyendocualquier restricción sobre el alcance del trabajo o el acceso a la información requerida.

(dd)

Revisar con los auditores externos su evaluación sobre los controles internos, los informesescritos que contienen recomendaciones para la mejora y la respuesta de la Gerencia y elseguimiento de las deficiencias detectadas. El Comité de Auditoría también revisará anualmente junto con los auditores externos su plan de auditoría y, una vez finalizada la auditoría, losinformes sobre los estados financieros.

Cumpl imiento Ético y Legal

(ee)

Velar por que la Gerencia tenga el sistema de evaluación adecuado para asegurarse de que losestados financieros de la Compañía, informes y otra información financiera difundida a losorganismos reguladores y el público satisfagan los requisitos legales.

(ff)

Por lo menos una vez al año, revisar con el abogado de la Compañía y/o Gerencia, los asuntoslegales, el cumplimiento de las leyes y regulaciones aplicables, o las consultas recibidas de losreguladores o agencias gubernamentales que podrían tener un impacto significativo sobre losestados financieros de la organización.

(gg)

Llevar a cabo y autorizar las investigaciones sobre cualquier asunto dentro de lasresponsabilidades del Comité de Auditoría. El Comité de Auditoría tendrá la facultad de retener yfijar y pagar una indemnización a cualquier abogado independiente y otros profesionales para participar en cualquier investigación.

CPI Petrominerales 2012

Documents

Transcript of CPI Petrominerales 2012