Petrominerales reporta flujo de fondos operacional de $151,9M T3 2012

REPORTE FINANCIERO T3 2012

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

Calgary, Canadá – Noviembre 5, 2012 – Petrominerales anuncia los resultados financieros del tercer trimestre de
2012 destacando un flujo de fondos operacional de US$151,9 millones ó US$1,69 por acción en el volumen de
ventas de petróleo producido promediando 26.940 barriles por día. Durante el trimestre, nuestro netback
operacional promedió US$62,89 por barril. Adicionalmente redujimos nuestras obligaciones en los bonos
convertibles que vencen en agosto de 2013 a US$201,7 millones mediante la recompra y cancelación de
US$69,4 millones de bonos durante el trimestre.

Nuestra posición financiera permanece sólida. Generamos $37,3 millones de flujo de caja libre positivo durante
el tercer trimestre. Adicional a generar el flujo de caja libre, tenemos $33,8 millones en efectivo y una facilidad
de crédito completamente disponible. Esta solidez financiera nos da la flexibilidad de recomprar bonos al
descuento y acciones ordinarias a precios extremadamente atractivos. Nuestros resultados por acción para el
2012 se han impactado positivamente por nuestras recompras de acciones durante el 2012. A la fecha hemos
recomprado y cancelado el 15 por ciento de nuestras acciones ordinarias en circulación (14,9 millones de
acciones), de las cuales 2,3 millones de acciones fueron recompradas durante el tercer trimestre a un precio
promedio de Cdn.$8,86. Planeamos ejecutar un programa de inversiones en el 2013 más balanceado entre la
perforación de desarrollo y de exploración. Nuestro enfoque inmediato es adicionar producción y reservas
mientras expandimos nuestro inventario de prospectos y ejecutamos nuestros programas de perforación
exploratoria de alto impacto.

Esperamos adiciones de producción en el corto plazo de las siguientes actividades:
 Poner a producir nuestro pozo Maya-1 a mediados de noviembre;
 Perforar un desvío en nuestro pozo Macapay teniendo como objetivo arenas con hidrocarburo y
producción adicional para mediados de noviembre;
 Perforar un prospecto de alto impacto en nuestro Bloque Guatiquía, Mapanare-1, que tiene como
objetivo hasta 15 millones de barriles de petróleo no descubierto inicialmente in-situ (“UPIIP”) para
diciembre 31;
 Perforar nuestro primer pozo horizontal de desarrollo en nuestro Bloque Casimena, Mantis-HZ1, y
ponerlo a producir a mediados de noviembre; y
 Perforar un desvío en nuestro pozo exploratorio Gaita-1, para confirmar la extensión al sur de nuestro
campo de petróleo Yenac y potencialmente adicionar producción y reservas mientras expandimos
nuestro inventario de perforación de desarrollo para el 31 de diciembre.

ASPECTOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
La siguiente tabla proporciona un resumen de los resultados financieros y operativos de Petrominerales para el
tercer trimestre finalizado al 30 de septiembre de 2012 y 2011. Los estados financieros consolidados con el
Análisis y Comentarios de ended March 31, 2012
For the three months la Dirección (“MD&A”) están disponibles en la página de internet de la Compañía en
www.petrominerales.com, en SEDAR www.sedar.com y en SIMEV www.superfinanciera.gov.co.

Resultados Financieros a Resaltar
($ millones, salvo que se indique lo contrario)

Tres meses finalizados al 30 de Nueve meses finalizados al 30 de
septiembre, septiembre,
2012 2011 % variación 2012 2011 % variación
Venta de Petróleo 251,4 363,0 (31) 874,2 1.090,7 (20)
Flujo de fondos operacional(1) 151,9 196,4 (23) 525,4 572,9 (8)
Por acción – básica ($) 1,69 1,93 (12) 5,49 5,56 (1)
– diluida ($) 1,68 1,88 (11) 5,41 4,68 16
Utilidad neta ajustada (1)(2) 36,9 58,8 (37) 155,5 248,5 (37)
Por acción – básica ($) 0,41 0,58 (29) 1,63 2,41 (32)
– diluida ($) 0,41 0,55 (25) 1,48 2,22 (33)
Dividendos declarados 11,2 12,2 (8) 34,7 39,3 (12)
Inversiones en PP&E y E&E(2) 114,6 210,4 (46) 483,6 534,7 (10)

30 de 30 de 31 de 30 de
septiembre, junio, diciembre, septiembre,
Al, 2012 2012 2011 2011
Caja 33,8 160,6 295,4 275,4
Superávit (déficit) en Capital de Trabajo (1) (26,5) 24,9 73,8 134,0
Obligaciones convertibles 2016 ejercibles agosto 2013 (3) 201,7 271,1 550,0 550,0
Obligaciones convertibles 2017 400,0 400,0 - -
Total activos 2.199,1 2.244,4 2.226,5 2.111,9
Acciones ordinarias (000s) 88.020 89.778 99.375 100.650
Acciones ordinarias y dilutivas in-the-money (000s)(4) 90.476 92.531 103.223 105.051

Petrominerales Ltd. First Quarter 2012 Operations Update 2

Resultados Operacionales a Resaltar

Q1 2012 Financial Report
Producción (bppd)
2012 2011 % variación 2012 2011 % variación

Llanos Profundos 18.101 26.576 (32) 20.868 28.879 (28)
Llanos Central 3.687 4.612 (20) 4.337 4.528 (4)
Neiva 3.187 4.017 (21) 3.453 4.025 (14)
Orito 1.359 1.919 (29) 1.802 1.966 (8)
Crudo Pesado - - - 23 - -
Producción Total 26.334 37.124 (29) 30.483 39.398 (23)
Volumen de Venta 26.946 39.923 (33) 30.619 39.606 (23)
Netback Operacional ($/bbl) (1)
Precio de Referencia WTI 92,22 89,54 3 96,74 95,47 1
Precio de Referencia Brent 109,61 113,38 (3) 112,18 111,88 -
Descuento a Brent 8,20 14,54 (44) 7,98 11,01 (28)
Precio de venta 101,41 98,84 3 104,20 100,87 3
Costos de transporte 6,09 11,08 (45) 6,82 10,42 (35)
Precio realizado de petróleo crudo 95,32 87,76 9 97,38 90,45 8
Regalías 14,04 10,73 31 12,03 11,67 3
Costos de producción 18,39 15,92 16 15,94 12,15 31
Netback Operacional (1) 62,89 61,11 3 69,42 66,63 4
(1)
Medición fuera del marco de las NIIF (Normas Internacionales de Información Financiera por sus siglas en inglés). Vea la sección
"Mediciones fuera del marco de NIIF".
(2)
PP&E consiste en activos de propiedad, planta y equipo y E&E se compone de activos de exploración y evaluación de los estados
consolidados de flujo de efectivo.
(3)
Consiste de la porción principal de las obligaciones convertibles que vencen en el 2016 y 2017. Los tenedores de bonos convertibles
del 2016 tiene una opción put con el derecho a recibir el repago de sus bonos en agosto 25 de 2013 de la suma de las acciones
ordinarias, opciones sobre acciones, acciones ordinarias diferidas, acciones incentivo y la potencial emisión de acciones de opciones
sobre acciones “in-the-money” y bonos convertibles en circulación en un periodo determinado.
(4)
Consiste de la suma de las acciones ordinarias, acciones ordinarias diferidas, acciones incentivo y acciones emitibles potencialmente
in-the-money por ser opciones sobre acciones y bonos convertibles en circulación al final de un periodo.

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

 El flujo de fondos operacional fue US$151,9 millones ó US$1,69 por acción básica, representando una caída
del 23 y 12 por ciento respecto al 2011, debido principalmente a los menores volúmenes de venta.
 Generamos un flujo de caja libre positivo por US$37,3 millones en el trimestre luego de la deducción de
inversiones de capital por US$114,6 millones del flujo de fondos operacional.
 Nuestros resultados por acción para el 2012 fueron impactados positivamente por nuestras recompras de
acciones en el 2012. A la fecha hemos recomprado y cancelado el 15 por ciento de nuestros acciones
ordinarias en circulación (14,9 millones de acciones), de las cuales 2,3 millones de acciones fueron
recompradas en el tercer trimestre a un precio promedio de Cdn.$8,86.
 Hemos tenido un nuevo descubrimiento de petróleo en Colombia en el Bloque Corcel, Mambo.
 En octubre tuvimos nuestro primer descubrimiento de petróleo en Perú con Sheshea.
 Nuestro netback operacional promedió US$62,89 por barril durante el tercer trimestre, un tres por ciento
más que el tercer trimestre de 2011, debido principalmente a los ahorros en costos de transporte
alcanzados con nuestra adquisición en el oleoducto de OCENSA, compensando por mayores regalías debido
a que nuestro campo Yatay traspasó el límite de participación por precios altos.

Petrominerales Ltd. Noviembre 5, 2012 Actualización Operacional 3

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

RESUMEN OPERACIONAL
Producción (bppd)
Octubre Tercer Trimestre Segundo Trimestre
2012 2012 2012 Variación T2 a T3
Llanos Profundos 17.266 18.101 20.936 (2.835)
Llanos Central 4.064 3.687 4.914 (1.227)
Neiva 2.919 3.187 3.428 (241)
Orito 1.691 1.359 1.827 (468)
Crudo Pesado - - 8 (8)
Producción Total 25.940 26.334 31.113 (4.779)

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

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

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

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

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


grados API. Luego de Guaraná perforamos nuestro pozo Maya-1 a una profundidad medida total de 13.565 pies
en octubre 14. Los registros del pozo indican 32 pies de arenas netas con potencial presencia de hidrocarburo
desde las Formaciones Guadalupe y Lower Sand. Hemos iniciado un programa de pruebas y esperamos tener
resultados a mediados de noviembre.
Luego de Maya, iniciamos las operaciones de perforación en nuestro prospecto Mapanare-1 en el Bloque
Guatiquía el 5 de noviembre. Este prospecto está al sureste de nuestros descubrimientos Yatay y Candelilla,
teniendo como objetivo hasta 15 millones de barriles UPIIP. Con éxito, podría haber locaciones de desarrollo
nuevas y prospectividad similar en la parte sur del Bloque Corcel.

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

En octubre completamos nuestro programa de pruebas en la zona inicial de gas de alta presión y alta
temperatura en nuestro pozo Bromelia-1. El intervalo produjo agua y cantidades no comerciales de gas y
creemos que la zona que encontramos mientras perforábamos contenía gas disuelto en agua.

Estamos realizando actualmente unas revisiones del campo y esperamos empezar a adquirir 256 kilómetros
cuadrados de sísmica 3D en la parte nororiental del Bloque 25. Con base en nuestros análisis actuales, hemos
identificado un número de prospectos, incluyendo algunos tipo-Corcel en la parte noreste del Bloque, sobre la
que nuestro futuro programa de sísmica 3D delineará. Esperamos reiniciar la perforación de prospectos en este
Bloque en la segunda mitad de 2013.

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

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

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

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


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

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

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

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

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

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

Bloque 126, Perú

Durante el trimestre perforamos nuestro segundo pozo exploratorio, Sheshea-1X, en el Bloque 126. Sheshea-1X
comenzó a ser perforado el 19 de Julio de 2012 y alcanzó su profundidad medida total de 8.925 pies el 9 de
septiembre de 2012.

Realizamos cuatro pruebas en tres formaciones diferentes. En la Formación Chonta, produjimos un promedio de
1.430 bppd sin recuperar agua durante la prueba. En la Formación Agua Caliente, produjimos 80 bppd con corte
de agua de 97 por ciento. Las dos pruebas realizadas en la Formación Copacabana recuperaron agua.

En la Formación Chonta hemos probado un intervalo perforado de diez pies con una BES por un total de 37,5
horas a través de un equipo temporal de pruebas de pozo. Un total de 2.235 barriles de petróleo de 53 grados
API fueron producidos a una tasa promedio de 1.430 bppd, sin recuperar agua durante la prueba. Hubo
presencia de gas en solución, pero en cantidades muy pequeñas para ser medidas. El nivel de reducción de la
bomba al final de la prueba fue del 50 por ciento. Se requerirá perforación, pruebas y sísmica 3D adicionales
para ayudar a evaluar este alentador descubrimiento.

Las arenas Chonta están siendo interpretadas actualmente como arenas sobre la plataforma continental con
buena extensión lateral y continuidad que se depositaron sobre una altura pre-existente. Los volúmenes de
recursos potenciales calculados internamente sugieren un potencial mínimo de 14 millones de barriles de
petróleo descubierto inicialmente en in-situ ("DPIIP"), basados en una mínima área de cierre, a un máximo de
140 millones de barriles de DPIIP basados en un máximo cierre, interpretados al punto de vertido.


Antes de las pruebas en Chonta, completamos dos pruebas en la Formación Copacabana que recuperaron agua.
Una tercera prueba se llevó a cabo en un intervalo de ocho pies en la parte superior de la Formación Agua
Caliente. La prueba se realizó con una BES usando un equipo temporal de pruebas de pozo. Sólo se recuperó
agua en la Formación durante las primeras 20 horas. Después, se observaron trazas de petróleo, incrementando
gradualmente hasta tres por ciento de corte de crudo de 42 grados API hacia el final de un período de 46,8 horas
de flujo. La tasa total de fluidos fue de 2.703 barriles por día. El nivel de reducción de la bomba al final de la
prueba fue del cuatro por ciento.

Los resultados en Agua Caliente son alentadores. Creemos que probamos una zona de transición en una
posición de inmersión hacia abajo con un potencial de acumulación en la dirección de inmersión hacia arriba del
pozo. Con base en la interpretación de nuestra sísmica 2D, estimamos podríamos obtener hasta 25 pies de
elevación adicional con potencial presencia de hidrocarburos. Cálculos internos sugieren que hasta 25 millones
de barriles DPIIP son posibles de encontrar en la Formación Agua Caliente. Una vez más, perforación, pruebas y
sísmica 3D adicionales serán necesarios para evaluar este descubrimiento.

Nuestro plan actual es incorporar estos dos alentadores resultados de pruebas en nuestra cartografía geológica
y sísmica. Estamos planeando una adquisición de sísmica 3D sobre la estructura Sheshea para ayudar en la
evaluación de los resultados de las pruebas y seleccionar posibles localizaciones para perforación de pozos de
evaluación. La aprobación regulatoria de la sísmica 3D puede tomar hasta 18 meses, y al mismo tiempo, vamos a
iniciar el proceso regulatorio para una posible comercialización.

Bloques 114 y 131, Perú

Petrominerales tiene una participación del 30 por ciento en los bloques 114 y 131. En el Bloque 131, el operador
ha identificado dos prospectos perforables, el primero de los cuales se estima comience a ser perforado en el
segundo trimestre de 2013. En el Bloque 114 la adquisición de 260 kilómetros de sísmica 2D inició en junio de
2012 y está completa. Sujeto a evaluaciones técnicas y económicas y a las aprobaciones ambientales, el
operador planea perforar un pozo exploratorio no después del segundo trimestre de 2014.

Bloques 161 y 141, Perú

El Bloque 161, situado en la parte central del oriente de Perú tiene un área de 1,2 millones de acres.
Petrominerales tiene el 100 por ciento de su participación en el Bloque. Los términos de referencia para
completar el plan de Consultas Públicas de la Evaluación de Impacto Ambiental (“EIA”) están en la fase final de la
aprobación del Ministerio Peruano de Energía y Minas. Una vez completadas y aprobado el EIA, el programa de
sísmica 2D de 353 kilómetros planeado probablemente comenzaría en la segunda mitad del 2013.

El Bloque 141, ubicado en la parte sur de Perú, tiene un área de 1,3 millones de acres, de la cual Petrominerales
tiene el 100 por ciento de su participación. En julio de 2012 recibimos la aprobación para comenzar nuestro Plan
de Consultas Públicas, estando un paso más cerca de completar el EIA. Nuestro actual compromiso de completar
300 kilómetros de sísmica 2D está planificado para iniciar a principios de 2014, pendiente del completamiento y
aprobación del EIA.

PERSPECTIVA

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


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

Esperamos adiciones de producción en el corto plazo de las siguientes actividades:
 Poner a producir nuestro pozo Maya-1 a mediados de noviembre;
 Perforar un desvío en nuestro pozo Macapay teniendo como objetivo arenas con hidrocarburo y
producción adicional para mediados de noviembre;
 Perforar un prospecto de alto impacto en nuestro Bloque Guatiquía, Mapanare-1, que tiene como
objetivo hasta 15 millones de barriles de petróleo no descubierto inicialmente in-situ (“UPIIP”) para
diciembre 31;
 Perforar nuestro primer pozo horizontal de desarrollo en nuestro Bloque Casimena, Mantis-HZ1, y
ponerlo a producir a mediados de noviembre; y
 Perforar un desvío en nuestro pozo exploratorio Gaita-1, para confirmar la extensión al sur de nuestro
campo de petróleo Yenac y potencialmente adicionar producción y reservas mientras expandimos
nuestro inventario de perforación de desarrollo para el 31 de diciembre.

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

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

EN MEMORIA

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

CONFERENCIA TELEFÓNICA Y TRANSMISIÓN EN DIRECTO

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

Teléfonos para participar en la llamada en directo): 416-695-6617 / 800-446-4472
La transmisión en directo se puede ver en el siguiente vínculo:
http://events.digitalmedia.telus.com/petrominerales/110512/index.php
Teléfonos para escuchar la repetición: 905-694-9451 / 800-408-3053
Código de acceso para la repetición: 3686459


ANÁLISIS Y COMENTARIOS DE LA DIRECCIÓN

El siguiente Análisis y Comentarios de la Dirección (" MD&A”) es de fecha 5 de noviembre de 2012 y debe ser
leído conjuntamente con los estados financieros interinos consolidados y las notas de Petrominerales Ltd.
(“Petrominerales” o la “Compañía”) para los tres y nueve meses que finalizan al 30 de septiembre de 2012, el
MD&A por los tres y nueve meses que finalizan al 30 de septiembre de 2011, y los estados financieros auditados
consolidados para el año que finaliza al 31 de diciembre de 2011. La información adicional de la Compañía,
incluyendo el Reporte de Información Anual (“AIF”) se puede encontrar en SEDAR en www.sedar.com, en SIMEV
en www.superfinanciera.gov.co o en www.petrominerales.com. Todos los montos están en dólares de Estados
Unidos, a menos que se indique algo diferente y todas las cantidades tabuladas están en millones de dólares
de Estados Unidos, excepto por los montos de acciones o según se indique.

NATURALEZA DEL NEGOCIO

Petrominerales Ltd. (“Petrominerales” ó la “Compañía”) es una empresa internacional de petróleo y gas dedicada
a la exploración, desarrollo y producción de petróleo crudo en Colombia y Perú. Petrominerales está constituida
en Alberta, Canadá y es una compañía pública que cotiza en la Bolsa de Valores de Toronto y en la Bolsa de
Valores de Colombia. La oficina principal de la Compañía está ubicada en 1000, 333 – 7ma Avenida S.W.,
Calgary, Alberta, Canadá, T2P 2Z1.

RESULTADOS TRIMESTRALES

2012 2011 2010
T3 T2 T1 T4 T3 T2 T1 T4
Financiero
($millones excepto que se
indique otra cosa)
Ventas de petróleo 251,4 289,8 333,0 329,9 363,0 378,0 349,7 250,6
Flujo de fondos operacional (1) 151,9 173,7 199,8 213,3 196,4 194,7 181,8 153,3
Por acción – básica ($) 1,69 1,78 2,01 2,14 1,93 1,88 1,76 1,52
– diluída ($) 1,68 1,75 1,97 2,09 1,88 1,82 1,50 1,28
(1)
Utilidad neta ajustada 36,9 38,3 80,3 77,7 58,8 113,9 75,8 34,7
Por acción – básica ($) 0,41 0,39 0,81 0,78 0,58 1,10 0,73 0,34
– diluída ($) 0,41 0,38 0,75 0,72 0,55 0,99 0,68 0,33
Utilidad (pérdida) neta 57,5 65,8 80,6 107,0 133,7 215,7 36,8 (72,5)
Por acción – básica ($) 0,64 0,68 0,81 1,07 1,31 2,08 0,35 (0,72)
– diluída ($) 0,18 0,35 0,75 0,72 0,55 0,99 0,34 (0,72)
Adiciones de PP&E y E&E 114,6 150,6 218,4 252,4 210,4 174,8 149,5 162,8
(1)
Mediciones fuera del marco de NIIF. Ver sección "Mediciones fuera del marco de NIIF" en este MD&A.

Trimestre actual comparado con el anterior:

En el tercer trimestre de 2012 comparado con el segundo trimestre de 2012 el flujo de fondos operacional
decreció $21,8 millones ó 13 por ciento debido principalmente a:
 Menores ingresos por $38,4 millones como resultado de un volumen de venta 16 por ciento menor,
compensado por un mayor precio de venta de crudo por barril en $2,32, y
 Mayores regalías por $3,7 millones, siendo que el campo Yatay excedió el umbral de 5 millones de
barriles de participación por precios altos

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

Petrominerales Ltd. Tercer Trimestre 2012 MD&A 9

 Menores costos de transporte por $6,6 millones a causa de un menor volumen de ventas y debido a que
los carrotanques se desplazaron distancias menores,
 $3,0 millones menos en gastos de operación debido a un menor volumen de ventas, y
 $10,3 millones por menores impuestos corrientes.

La utilidad neta ajustada decreció $1,4 millones o cuatro por ciento debido a los mismos factores nombrados
anteriormente que explican el flujo de fondos operacional y que se compensan en $10,2 millones con un menor
agotamiento a causa de un menor volumen de venta y $8,9 millones por menores impuestos diferidos.

Las inversiones de capital declinaron 24 por ciento a $114,6 millones en el tercer trimestre de 2012 comparado
con el segundo trimestre de 2012, consistente con nuestro plan de inversiones, debido principalmente a que
perforamos menos pozos, compensado por mayores inversiones en el área del Piedemonte.

2012 2011 2010
T3 T2 T1 T4 T3 T2 T1 T4
Operacional
Producción (bppd):
Llanos Profundos 18.101 20.936 23.596 26.237 26.576 29.955 30.766 24.194
Llanos Central 3.687 4.914 4.416 3.226 4.612 4.386 3.966 2.533
Neiva 3.187 3.428 3.746 3.993 4.017 3.939 4.121 3.883
Orito 1.359 1.827 2.226 1.897 1.919 2.028 1.949 2.532
Crudo Pesado - 8 63 - - - - -
Producción total (bppd) 26.334 31.113 34.047 35.353 37.124 40.308 40.802 33.142
Ventas del petróleo producido 26.946 32.138 32.813 33.913 39.923 39.202 39.688 32.138
(bppd)
Netback Operacional ($/bbl) (1)
Precio de Referencia WTI 92,22 93,48 102,93 93,87 89,54 102,34 94,61 85,34
Precio Vasconia 103,80 103,63 114,64 106,09 109,12 108,93 100,79 83,81
Precio de Referencia Brent 109,61 108,44 118,49 109,18 113,38 118,32 104,89 87,49
Descuento a Brent 8,20 9,35 6,97 3,46 14,54 12,35 6,99 7,09
Precio de Venta de Petróleo 101,41 99,09 111,52 105,72 98,84 105,97 97,90 80,40
Transporte 6,09 7,42 6,83 8,85 11,08 10,82 9,36 6,51
Precio de Crudo Realizado 95,32 91,67 104,69 96,87 87,76 95,15 88,54 73,89
Regalías 14,04 10,63 11,72 11,92 10,73 12,82 11,50 12,06
Regalías como % del precio 12% 13% 13% 16%
realizado 15% 12% 11% 12%
Costos de Producción 18,39 16,62 13,23 12,63 15,92 12,74 7,70 13,06
Netback operacional ($/bbl) 62,89 64,42 79,74 72,32 61,11 69,59 69,34 48,77

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

Petrominerales Ltd. Tercer Trimestre 2012 MD&A
10

nuestro programa de perforación en Neiva en la primera mitad de 2013 y el programa de perforación en Orito a
principios de 2013.

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

Resultados históricos trimestrales

Los factores significativos que influenciaron los anteriores resultados trimestrales incluyen:
 La producción del primer trimestre de 2012 y cuarto trimestre de 2011 estuvo impactada por la
suspensión temporal de 2.500 bppd de producción a la espera de capacidad de disposición de aguas de
menor costo. Durante el tercer trimestre de 2011 la producción fue negativamente impactada en
aproximadamente 2.200 bppd debido a la suspensión de la producción durante 7 días en nuestros
Bloques Corcel y Guatiquía a causa de bloqueos en las vías. La producción incrementó para el primer
trimestre del 2011 debido principalmente al descubrimiento en Yatay, el cual inició producción a
principios del 2011.
 A principios del cuarto trimestre de 2011 empezamos a entregar nuestro petróleo en el Oleoducto de
OCENSA como dueños, resultando en una disminución en los costos de transporte. Los costos de
transporte por barril habían incrementado en los tres primeros trimestres de 2011 debido
principalmente a unas tarifas de transporte por carrotanque más altas, condiciones climáticas húmedas
y entregas a destinos más lejanos.
 A partir del tercer trimestre la tasa de regalías incrementó cuando nuestro campo Yatay alcanzó el
umbral de participación de precios altos. La tasa de regalías venía decreciendo trimestralmente desde el
primer trimestre de 2011 debido a una menor proporción de nuestras ventas de petróleo que provienen
del campo Candelilla. A principios del tercer trimestre de 2010 nuestra tasa de regalías como porcentaje
de los ingresos incrementó debido a que iniciamos los pagos de participación por precios altos desde
nuestro campo productivo Candelilla.
 En el cuarto trimestre de 2010 los costos operacionales fueron mayores debido principalmente a un
ajuste histórico en los costos de Orito. Excluyendo este ajuste, los costos operacionales hubieran sido de
$8,15 por barril;
 Para el segundo y tercer trimestre de 2011 y segundo trimestre de 2012, los costos operacionales
aumentaron debido un número de reacondicionamientos que fueron realizados y unos costos de
transporte y manejo de aguas; y
 Las inversiones de capital fueron incrementando para finales de 2011, consistente con nuestro
crecimiento operacional y los programas de perforación.

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

Promedio Diario de Producción de Petróleo Crudo y Volumen de Ventas (bppd)
Tres meses finalizados al 30 de septiembre, Nueve meses finalizados al 30 de
septiembre ,
2012 2011 % Variación 2012 2011 % Variación
Llanos Profundos 18.101 26.576 (32) 20.868 28.879 (28)

11

Llanos Central 3.687 4.612 (20) 4.337 4.528 (4)
Neiva 3.187 4.017 (21) 3.453 4.025 (14)
Orito 1.359 1.919 (29) 1.802 1.966 (8)
Crudo pesado
Producción total
-
26.334
-
37.124
-
(29)
23
30.483
-
39.398
-
(23)
Cambios en Inventario y otros 612 2.799 (78) 136 208 (35)
Volumen de Ventas 26.946 39.923 (33) 30.619 39.606 (23)

La producción en el tercer trimestre decreció 29 por ciento y 23 por ciento para lo corrido del año, comparado
con los mismos periodos del 2011, debido principalmente a las declinaciones naturales de los pozos y a los
bloqueos de las comunidades, que fueron compensados parcialmente por la producción de nuevos
descubrimientos en nuestros bloques de Llanos Profundos.

La producción de Llanos Profundos, que consta de nuestros Bloques Corcel y Guatiquía, decreció 32 por ciento
durante el tercer trimestre y 28 por ciento en lo corrido del año, comparado con los mismos periodos del 2011
debido principalmente a las declinaciones naturales y a que ciertos pozos estuvieron suspendidos para trabajos
de reacondicionamiento, las cuales fueron compensadas parcialmente por nuevos descubrimientos durante los
últimos tres meses de 2011 y los primeros nueve meses de 2012. Los nuevos descubrimientos incluyen Cobra-2
en diciembre de 2011, Chilaco en abril de 2012, Guala en junio de 2012 y Mambo en septiembre de 2012. La
producción de Llanos Profundos durante el 2012 también se vio impactada por la suspensión temporal de Yatay-
1 en abril mientras iniciábamos la bomba, y ocho pozos que estuvieron suspendidos durante parte de los nueve
meses por labores de reacondicionamiento.

La producción de Llanos Central proviene de nuestros Bloques Casimena, Castor y Mapache. La producción
declinó 20 por ciento durante el trimestre y cuatro por ciento para lo corrido del año comparado con los mismos
periodos del 2011, debido principalmente a los bloqueos de las comunidades y a las declinaciones naturales.
Estas disminuciones han sido compensadas con las adiciones de producción de Pisingo en noviembre de 2011,
Tucuso en marzo de 2012 y Yenac-4 en abril de 2012.

La producción en Neiva decreció 21 por ciento en el trimestre y 14 por ciento para lo corrido del año. Este
decrecimiento se dio debido principalmente a las declinaciones naturales desde que suspendimos el programa
de perforación en el Bloque en el tercer trimestre de 2011, a la espera de los nuevos permisos ambientales.

La producción de Orito declinó 29 por ciento durante el trimestre debido a que 400 bppd adicionales estuvieron
suspendidos temporalmente durante el tercer trimestre a causa de que ciertos pozos estuvieron cerrados
mientras se reparaban. En lo corrido del año la producción declinó ocho por ciento debido a un deslizamiento de
tierras en el área durante el segundo trimestre, además de los pozos que estaban siendo reparados. Esto estuvo
parcialmente compensado por los cuatro nuevos pozos de desarrollo y tres reacondicionamientos de pozos que
iniciaron producción entre septiembre de 2011 y enero de 2012.

Precios de Referencia Promedio y Precios Realizados

WTI ($/bbl) 92,22 89,54 3 96,74 95,47 -

Brent ($/bbl) 109,61 113,38 (3) 112,18 111,88 -

12

Descuento al Brent de Vasconia ($/bbl) (5,81) (4,26) 36 (4,96) (4,56) 9
Vasconia ($/bbl) 103,80 109,12 (5) 107,22 107,32 -
Descuento–Vasconia al precio de venta
Q1 2012 Financial Report (10,28)
($/bbl)
(2,39) (77) (3,01) (6,45) (53)
Precio de Venta ($/bbl)
101,41 98,84 3 104,20 100,87 3
Descuento en el precio de venta como %
7% 13% 46 7% 10% (30)
del Brent

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

Ventas de Petróleo

Los ingresos por petróleo en el tercer trimestre decrecieron $111,6 millones ó 31 por ciento y en lo corrido del
año declinaron $216,4 ó 20 por ciento, según la siguiente tabla:

Tres meses Nueve meses
finalizados al 30 de finalizados al 30 de
Ventas de petróleo, 2011 363,0 1.090,7
El precio de venta incrementó en 3% y 3%, respectivamente 6,4 28,0
El volumen de venta decreció:
33% y 22%, respectivamente (12.977 y 9.065 bppd) (118,0) (244,5)
Ventas de petróleo, 2012 251,4 874,32
$ Variación en las ventas de petróleo (111,6) (216,5)
% Variación en las ventas de petróleo (31%) (20%)

Costos de Transporte
Nueve meses finalizados al 30 de
Tres meses finalizados al 30 de septiembre,
septiembre,
Costos del Transporte 15,1 40,7 (63) 57,2 112,8 (49)
$ por barril 6,09 11,08 (45) 6,82 10,42 (35)

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

13

exportación disponibles a través del oleoducto. Compensando los menores costos de transporte por
carrotanque, hay un incremento de $1,00 más por barril en la tarifa del oleoducto. Como resultado, nuestros
costos de transporte por barril son menores en el 2012.
Regalías
Regalías 34,8 39,4 (12) 100,9 126,2 (20)
$ por barril 14,04 10,73 31 12,03 11,67 3
Regalías como % del precio realizado 15% 12% 25 12% 13% (8)

Régimen de Regalías
Las regalías del Gobierno Colombiano comienzan en una tasa del ocho por ciento hasta que la producción neta
de la Compañía por campo supera los 5.000 bppd y luego aumenta en un uno por ciento por cada incremento de
la producción de 10.000 bppd por campo, hasta un máximo del 25 por ciento.

Adicionalmente, el pago de participación por precios altos se aplica en ciertos contratos de exploración en
Colombia cuando la producción acumulada, en un área de explotación bajo contratos más antiguos o cuando la
producción acumulada en toda el área en los nuevos contratos, supera los cinco millones de barriles producidos.
A la fecha, cuatro áreas de explotación han producido más de cinco millones de barriles; Candelilla en el
segundo trimestre de 2010, Corcel A en el cuarto trimestre de 2011, Corcel C en junio de 2012 y Yatay en julio
de 2012. El pago de participación por precios altos se abona a la Agencia Nacional de Hidrocarburos ("ANH") y se
calcula como 30 por ciento de la diferencia entre el precio realizado del petróleo y un umbral de precio de
petróleo establecido por la ANH.

Por último, la producción del Bloque Corcel está sujeta a una participación en utilidades netas ("PUN") del ocho
por ciento. La cuenta de PUN es un saldo acumulado que incluye la deducción de las inversiones de capital, de
tal forma que cuando es negativo, no hay lugar a pago. Para los tres y nueve meses finalizados en septiembre de
2012 y 2011 no hubo lugar a pago por concepto NPI.

Análisis Comparativo
Las regalías disminuyeron un 12 por ciento durante el tercer trimestre y 20 por ciento en lo corrido del año
debido a menores ingresos por petróleo, compensado por una mayor tasa de regalías. Las regalías como
porcentaje del precio realizado (precio de venta menos el costo de transporte por barril) incrementaron de 12
por ciento a 15 por ciento durante el tercer trimestre siendo que Yatay excedió el umbral de participación por
precios altos en julio de 2012. En lo corrido del año, las regalías como porcentaje del precio realizado
decrecieron de 13 por ciento a 12 por ciento, debido a que una menor proporción de nuestras ventas estuvieron
sujetas a los pagos de participación por precios altos, específicamente, la producción de Candelilla como
porcentaje total de la producción decreció.

Disputa por participación en precios altos
Tal como se publicó en el MD&A del 2011, Petrominerales tiene una disputa con la ANH relacionada con la
interpretación del contrato de exploración del Bloque Corcel (“Contrato Corcel”). Hemos iniciado el
procedimiento judicial de arbitraje conforme a lo dispuesto en el Contrato Corcel y esperamos la resolución de
este proceso en seis meses. Consistente con la opinión de Petrominerales en el 2011, la Compañía considera que
la resolución de esta disputa saldrá a su favor, y por consiguiente, no se ha hecho ninguna provisión en los
estados financieros. Si hubiera aplicado la interpretación de la ANH respecto de la participación por precios

14

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

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

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

Gastos de Agotamiento y Depreciación (“D&D”)
septiembre,
Costos de agotamiento y
89,7 89,4 - 275,5 220,8 25
depreciación (D&D)
$ por barril 36,18 24,34 49 32,84 20,42 61

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

Gastos Generales y Administrativos
septiembre,
Gastos generales y
8,8 7,8 13 25,4 26,3 (3)
administrativos
$ por barril 3,55 2,12 67 3,03 2,44 24

Los gastos generales y administrativos (“G&A”) fueron 13 por ciento mayores en el trimestre debido
principalmente a mayores costos de personal. Los gastos generales y administrativos son consistentes con lo
corrido del año.

15

Gastos de Compensación Basada en Acciones
septiembre,
Q1 2012 Financial 2012
Report % Variación
Gastos de compensación
2011 2012 2011 % Variación
3,5 4,1 (15) 11,6 15,1 (23)
basada en acciones

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

Ingresos (Gastos) Financieros Netos
2012 2011 % 2012 2011 %
Variación Variación
Intereses sobre los bonos convertibles (4,8) (3,6) 33 (12,0) (10,8) 11
Acumulación en los bonos convertibles (5,4) (4,3) 26 (14,1) (12,5) 13
Acumulación acelerada para la opción
(19,0) - - (19,0) - -
put
Acumulación acelerada en la recompra (10,7) - - (55,5) - -
Ganancia en el cumplimiento de los
2,8 - - 16,6 - -
bonos
Gastos bonos convertibles (37,1) (7,9) 370 (84,0) (23,3) 261
Cartas de crédito Standby y otros cargos
(1,3) (1,8) (28) (6,3) (5,4) 17
bancarios
Otras acumulaciones y amortizaciones (1,1) (1,4) (21) (3,5) (4,1) (15)
Costos financieros (39,5) (11,1) 256 (93,8) (32,8) 186
Ganancia (pérdida) en pasivos financieros
47,5 74,9 (37) 106,3 137,7 (23)
derivados
Pérdida (ganancia) cambiaria 1,4 11,1 (87) (13,3) (2,4) 454
Ingresos por intereses 0,4 0,6 (33) 3,4 1,8 89
Ingresos (gastos) financieros netos 9,8 75,5 (87) 2,6 104,3 (98)
Consiste en:
Gastos financieros en efectivo (4,3) (6,3) (32) (28,2) (16,8) 68
Ingresos financieros no en efectivo 14,1 69,2 (80) 30,8 121,1 (75)

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

16

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

Q1 deudaelde estos bonos millones $58,7 millones;fueron recomprados. El valor en libros de la porción de
 2012 Financial de estos bonos la diferencia de $10,7 millones se reconoce como
Durante trimestre $69,4
la fue de
Report
acumulación acelerada. El efectivo pagado para cumplir con la recompra de bonos fue de $67,1 millones. El
valor total en libros de estos bonos fue de $69,9 millones, consistiendo de la porción de la deuda de $69,4
millones y la porción de pasivos derivados de $0,5 millones; la diferencia de $2,8 millones fue reconocida
como ganancia en el cumplimiento.
 Durante lo corrido del año $348,3 millones de estos bonos fueron recomprados. El valor en libros de la
porción de la deuda de estos bonos fue de $292,8 millones; la diferencia de $55,5 millones se reconoce
como acumulación acelerada. El efectivo pagado para cumplir con la recompra de bonos fue de $342,7
millones. El valor total en libros de estos bonos fue de $289,4 millones, consistiendo de la porción de la
deuda de $278,9 millones y la porción de pasivos derivados de $10,5 millones; la diferencia de $16,6
millones fue reconocida como ganancia en el cumplimiento.

Ganancia en los Pasivos Financieros Derivados
La ganancia derivada no monetaria registrada por el cambio en el valor justo de las características de conversión
de los bonos convertibles en el tercer trimestre y corrido del año 2012 fue $47,5 millones y $106,3 millones,
respectivamente, debido a que el precio de la acción de la Compañía al 30 de septiembre de 2012 ha decrecido
frente a los precios del 30 de junio de 2012 y del 31 de diciembre de 2011.

Pérdida Cambiaria
Los movimientos en el tipo de cambio del Peso colombiano impactan los costos y gastos denominados en Peso
colombiano de la Compañía ya que aproximadamente el 65 por ciento de los gastos de la Compañía se realizan
en Peso colombiano. El comportamiento del Peso colombiano al 30 de septiembre de 2012 fue relativamente
consistente con el dólar de los Estados Unidos al 30 de junio de 2012, pasando a 1.801:1 de 1.785:1. Este
movimiento en el tipo de cambio dio lugar a una ganancia cambiaria en moneda extranjera de $1,4 millones
durante el tercer trimestre, principalmente en los pasivos corrientes denominados en Peso colombiano. El Peso
colombiano al 30 de septiembre de 2012 se apreció ocho por ciento en relación con el dólar de Estados Unidos
respecto al 31 de diciembre de 2011 pasando a 1.801:1 de 1.943:1. Este movimiento en las tasas de cambio
resultó en una pérdida cambiaria de $13,3 millones durante los primeros nueve meses de 2012 debido
principalmente a los pasivos corrientes denominados en Peso colombiano.

Gastos de Impuestos sobre la Renta

Tres meses al 30 de septiembre, Nueve meses al 30 de septiembre,
months ended September 30,
2012 2011 % Variación 2012 ended September 30,
months 2011 % Variación
Impuesto corriente sobre la renta
(11,7) 19,5 - 3,3 95,8 (97)
(recuperación)
Impuesto diferido sobre la renta 18,4 43,7 (58) 65,8 50,6 30
Impuestos sobre la renta 6,7 63,2 (89) 69,1 146,4 (53)
Tasa efectiva de impuesto, calculada
usando utilidad antes de impuestos e
15% 52% (71) 31% 35% (11)
impuesto al patrimonio y pérdidas
(ganancias) de derivados

17

La utilidad antes de impuestos de la Compañía está sujeta a la tasa del impuesto sobre la renta del 33 por ciento.
Los costos de impuestos decrecieron en el trimestre debido principalmente a una menor utilidad gravable. La tasa
efectiva del impuesto de la Compañía para el tercer trimestre de 2012 fue de 15 por ciento, calculada en función
de los ingresos antes de impuestos, el impuesto al patrimonio, acumulación acelerada en la recompra de bonos,
ganancia en la recompra de los bonos y las ganancias por derivados por $43,6 millones (2011 - $300,6 millones). La
tasa efectiva del impuesto de la Compañía para lo corrido del año en el 2012 fue de 31 por ciento, calculada en
función de los ingresos antes de impuestos, el impuesto al patrimonio, acumulación acelerada en la recompra de
bonos, ganancia en la recompra de los bonos y las ganancias por derivados de $224,6 millones (2011 - $300,6
millones), y es consistente con la tasa del impuesto en Colombia. En el 2012 hemos registrado la recuperación de
impuestos corrientes con base en los ajustes relacionados con la finalización de la devolución de impuestos de
periodos anteriores.

Gasto del Impuesto al Patrimonio en Colombia

El Gobierno Colombiano aprobó la nueva legislación en diciembre de 2010 que obligaba a las compañías
colombianas y subsidiarias de compañías extranjeras a pagar un impuesto al patrimonio basado en el patrimonio
neto al 1ro de enero de 2011 pagable en ocho cuotas iguales durante cuatro años, comenzando en el 2011. El valor
presente neto del pasivo total, estimado en $27,7 millones, fue registrado como un pasivo y se cargó al gasto en el
estado de resultados del primer trimestre de 2011.

Utilidad Neta Ajustada

La Gerencia considera el cambio en el valor justo del pasivo derivado, la acumulación acelerada y la ganancia en
el cumplimiento de los bonos como un costo de capital de financiación, y como tal, la Gerencia considera que la
utilidad neta ajustada es una mejor medida del desempeño de la Compañía (ver la sección de "Medidas fuera
del Marco NIIF" en el MD&A).

La utilidad neta ajustada del tercer trimestre declinó 37 por ciento a $36,9 millones, debido principalmente a los
menores volúmenes de venta, compensado parcialmente por menores costos de transporte y menores
impuestos. La utilidad neta ajustada en lo corrido del año decreció 37 por ciento a $155,5 millones debido
principalmente a menores volúmenes de ventas y mayor agotamiento, compensado por menores costos de
transporte y menores impuestos, según se concilia en la tabla a continuación.

septiembre,, septiembre,,
Por acción, Por acción,
Básica ($) Básica ($)
Utilidad neta ajustada (1), período
58,8 0,58 248,5 2,41
2011
Incremento (disminución) debido a:
Efecto del volumen de ventas en los
(118,0) (1,32) (244,5) (2,56)
ingresos
Precios de venta 6,4 0,07 28,0 0,29
Regalías 4,6 0,05 25,3 0,27
Costos de producción 12,9 0,15 (2,3) (0,02)
Transporte 25,6 0,29 55,6 0,58
Disminución en el Netback
(68,5) (0,76) (137,9) (1,44)
Operacional

18

Gastos generales y administrativos (1,0) (0,01) 0,9 0,01
Agotamiento y depreciación (0,3) - (54,7) (0,57)
Gastos de intereses y acumulación (1,7) (0,02) (3,2) (0,03)
Otros (2)
Impuestos al patrimonio
(6,9)
-
(0,08)
-
(3,1)
27,7
(0,03)
0,29
Impuestos sobre la renta 56,5 0,63 77,3 0,80
Cambio en las acciones en
0,07 0,19
circulación básicas
Utilidad neta ajustada (1) , período
36,9 0,41 155.5 1,63
2012
(1)
Mediciones fuera del marco de NIIF. Ver sección "Mediciones fuera del marco de NIIF".
(2)
Otros incluye ingresos por intereses, gastos de compensación basada en acciones, gastos de adquisición y pérdida cambiaria.

Flujo de Fondos Operacional

El flujo de fondos operacional decreció 23 por ciento en el tercer trimestre debido principalmente a los
volúmenes de venta, compensado parcialmente por los menores costos de transporte y la disminución en el
impuesto corriente sobre la renta. El flujo de fondos operacional para lo corrido del año decreció ocho por
ciento debido principalmente a los menores volúmenes de venta, compensado por la disminución en los costos
de transporte y en el impuesto corriente sobre la renta, según se concilia en la tabla a continuación.
septiembre,, septiembre,,
Por acción, Por acción,
Básica ($) Básica ($)
Flujo de fondos operacional (1), 2011 196,4 1,93 572,9 5,56
Aumento
period (disminución) debido a:
Efecto del volumen de ventas en los (118,0) (1,32) (244,5) (2,56)
ingresos
Precio de venta 6,4 0,07 28,0 0,29
Regalías 4,6 0,05 25,3 0,27
Costos de producción 12,9 0,15 (2,3) (0,02)
Transporte 25,6 0,29 55,6 0,58
Disminución del Netback Operacional (68,5) (0,76) (137,9) (1,44)
Gastos generales y administrativos (1,0) (0,01) 0,9 0,01
(Pérdida)/Ganancia en Cambio (9,7) (0,11) (10,9) (0,11)
Gastos de intereses neto de ingresos (1,0) (0,01) 1,0 0,01
Otros (2) 4,5 0,05 6,9 0,07
Impuestos corrientes 31,2 0,34 92,5 0,96
Cambio en acciones básicas circulando 0,26 0,43
Flujo de fondos operacional (1), 2012 151,9 1,69 525,4 5,49
(1)
Mediciones fuera del marco de NIIF. Ver sección "Mediciones fuera del marco de NIIF" en este MD&A.
(2)
Otros incluye los gastos de adquisición y el pago de los impuestos al patrimonio en Colombia.

El flujo de fondos por acción se ha calculado utilizando los efectos diluyentes de las opciones sobre acciones “in-
the-money”, acciones incentivo, DCS´s y bonos convertibles, como se indican a continuación:

19

septiembre, 2012 septiembre, 2012
Promedio Promedio
Flujo de
fondos y
ponderado de
acciones y $ Por
Flujo de
fondos y
ponderado de
acciones y $ Por
ajustes ajustes acción ajustes ajustes acción
Básicas 151,9 89.685.601 1,69 525,4 95.633.411 5,49
Efecto de las opciones de acciones,
acciones de incentivo y de DCS - 837.018 (0,01) - 1.447.121 (0,08)
Diluidas 151,9 90.522.619 1,68 525,4 97.080.532 5,41

Inversiones de Capital

Tres meses finalizados al 30 Llanos Llanos Crudo Piedemo
de septiembre, 2012: Profundos Central Pesado Orito Neiva Perú nte Total
Civil 4,4 1,0 3,0 0,2 - 1,9 3,4 13,9
Perforación & completamiento 27,2 6,1 4,7 2,2 0,2 29,6 15,3 85,3
Facilidades e infrastructura (3,2) 5,4 (0,1) (0,2) 0,1 - - 2,0
Sísmica (0,5) 1,5 5,9 - - 0,3 2,0 9,2
HSEC 0,8 0,4 0,4 - - 1,2 0,4 3,2
Inventario y otros - - - - - - - 1,0
2012 Total (1) 28,7 14,4 13,9 2,2 0,3 33,0 21,1 114,6
2011 Total 97,0 28,3 30,1 20,3 14,5 11,5 8,7 210,4
(1)
Las inversiones de capital registradas durante el 2012 fueron $22,3 millones (2011 - $102,7 millones) en adiciones de propiedades,
planta y equipo y $92,3 millones (2011 - $107,7 millones) de adiciones de exploración y evaluación en el estado de flujo de efectivo.

Nueve meses finalizados al Llanos Llanos Crudo Piedemo
30 de septiembre, 2012: Profundos Central Pesado Orito Neiva Perú nte Total
Civil 27,7 6,4 11,4 1,3 0,1 9,9 5,4 62,2
Perforación & completamiento 122,9 38,1 29,2 14,4 2,6 76,3 45,9 329,4
Facilidades e infrastructura 25,5 14,0 3,3 2,3 0,3 - 0,2 45,6
Sísmica 0,7 3,5 13,0 0,9 0,1 2,1 27,4 47,7
HSEC 3,6 2,5 1,9 0,8 0,2 3,0 1,3 13,3
Inventario y otros - - - - - - - (14,6)
2012 Total (1) 180,4 64,5 58,8 19,7 3,3 91,3 80,2 483,6
2011 Total 282,2 77,8 81,3 28,2 35,6 18,1 11,5 534,7
(2)
Las inversiones de capital registradas durante el 2012 fueron $130,5 millones (2011 - $274,7 millones) en adiciones de propiedades,
planta y equipo y $353,1 millones (2011 - $260,0 millones) de adiciones de exploración y evaluación en el estado de flujo de efectivo.

Las inversiones de capital en Llanos Profundos se refieren a:
 Los costos de perforación y completamiento de nueve pozos perforados durante lo corrido del año, dos
pozos en progreso al 30 de septiembre y cinco pozos inyectores de agua;
 Los costos de las facilidades e infraestructura incluyen mejores costos en el manejo de aguas, costos de
facilidades de pruebas para los pozos exploratorios, mejoras en la facilidad central de procesamiento en
Corcel (“CPF) e instalación de líneas de flujo para conectar la producción de Guatiquía con la de Corcel
CPF; y

20

 Los costos civiles se relacionan principalmente con la construcción de rellenos y vías de acceso para
ciertos pozos que serán perforados en el periodo o para los pozos exploratorios que van a ser
perforados.
Las inversiones de capital en Llanos Central se refieren a:
 Los costos de perforación y completamiento de cuatro pozos perforados durante lo corrido del año y un
pozo inyector de agua;
 Los costos de facilidades y de infraestructura incluyendo los costos de las expansiones de facilidades en
el campo Yenac; y
 Los costos asociados al programa de adquisición de 42 kilómetros cuadrados de sísmica 2D en el Bloque
Casimena.

Las inversiones de capital en Crudo Pesado, principalmente en nuestros Bloques Rio Ariari y Chiguiro Este se
refieren a:
 Los costos de perforación y completamiento relacionados con el pozo horizontal Tatama-1, el pozo
exploratorio vertical Dara-1 y siete pozos estratigráficos; y
 Los costos de sísmica incluyen la adquisición de 80 kilómetros de sísmica 3D en el Bloque Chiguiro Este.

Las inversiones de capital en Perú se refieren a:
 La perforación y pruebas de La Colpa 2X y la perforación de Sheshea-1X;
 La construcción de dos bases logísticas en Nueva Italia y Sheshea; y
 El mantenimiento y mejoras en las vías de acceso.

Las inversiones de capital en el Piedemonte se refieren a:
 La perforación y pruebas en el pozo Bromelia;
 Las obras civiles que incluyen la construcción de vías de acceso al pozo Canatua; y
 La sísmica que incluye los costos de adquisición en nuestro Bloque 31 (217 kilómetros cuadrados) –
programa de sísmica 3D adquirido en el primer trimestre, el Bloque 59 (367 kilómetros cuadrados) –
programa de sísmica 3D adquirido en el segundo trimestre y los costos iniciales relacionados con nuestro
Bloque 25 (256 kilómetros cuadrados) – programa de sísmica 3D planeado para el cuarto trimestre de
2012.

RECURSOS DE LIQUIDEZ Y CAPITAL

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

21

Requerimientos de Caja

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

Compromisos y Obligaciones de Deuda < 1 año 1-3 años En adelante Total
Cuentas por pagar 230,8 - - 230,8
Bonos convertibles 2016 - interés 5,3 - - 5,3
Bonos convertibles 2016 - principal (1) 201,1 - - 201,1
Bonos convertibles 2017- interés 26,0 26,0 13,0 65,0
Bonos convertibles 2017 - principal (2) - - 400,0 400,0
Contratos de almacenamiento y
transporte(3) 57,0 110,9 540,4 708,3
Contratos de exploración (4) 66,7 31,6 16,0 114,3
Otras provisiones 6,6 34,4 46,8 87,8
Porción a largo plazo del impuesto al
patrimonio por pagar - 6,8 - 6,8
Arrendamientos 3,2 4,4 4,8 12,4
Otros contratos 12,8 1,5 0,3 14,6
Total 609,5 215,6 1.021,3 1.846,4
(1)
Los tenedores de bonos tienen una única oportunidad de ejercer una opción put del prepago de los bonos al 100 por ciento de su
valor par más los intereses acumulados el 25 de agosto de 2013. Los tenedores de bonos deben ejercer su opción put en un periodo
de 30 días entre el 10 de junio y el 10 de julio de 2013. Como el bono está “out-of-the-money”, en la tabla superior se ha asumido
que la opción put será ejercida. La Compañía tiene la opción de repagar estos bonos con efectivo o el equivalente en número de
acciones ordinarias.
(2)
Los bonos son convertibles en acciones ordinarias de Petrominerales a un precio de conversión de US$18,00 por acción, sujeto a los
ajustes por dividendos y a una única reducción en el precio de conversión de máximo 20 por ciento de la diferencia entre el precio
de la acción de noviembre 28 de 2013 y diciembre 11 de 2013 más una prima del 35 por ciento. Si se convierten, la Compañía
entregará un total de 22.220.124 acciones ordinarias.
(3)
Petrominerales se ha comprometido a entrar en un acuerdo de transporte ship-or-pay para su capacidad de 10.616 bppd y el costo
del contrato ship or-pay se describe en la tabla de arriba, como un contrato de transporte. La Compañía considera que puede
cumplir con sus obligaciones de compromisos de transporte de su producción y/o petróleo comprado.
(4)
Conforme a los contratos de exploración, la Compañía tiene compromisos de trabajo por un total de $114,3 millones a ser
terminados durante los tres próximos años. Los compromisos de trabajo son curso normal de las actividades de exploración de
negocios que incluyen los costos de propiedad, adquisición y procesamiento de datos sísmicos y perforación de pozos de
exploración. La Compañía ha emitido cartas de crédito por $47,5 millones para garantizar las obligaciones de estos contratos de
exploración.

Fuentes y Usos de Efectivo

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

Tres meses Nueve meses
finalizados al 30 finalizados al 30
de septiembre , de septiembre ,
2012 2012
Efectivo y equivalentes de efectivo, al inicio del período 160,6 295,4
Flujo de fondos operacional (1) 151,9 525,4

22

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

Además de los balances de caja, Petrominerales tiene líneas de crédito basada en reservas completamente
disponibles. Actualmente la Compañía puede disponer hasta de $108 millones. Esta facilidad está siendo
renovada actualmente y la Compañía espera que se incremente a $250 millones. Petrominerales también
mantiene líneas locales de crédito operativas en Colombia que se utilizan principalmente para emitir cartas de
crédito que soportan los compromisos de exploración. Al 30 de septiembre de 2012, las cartas de crédito
emitidas contra las líneas de crédito operativas colombianas sumaron $46,5 millones.

La Compañía cumple con todas las obligaciones contenidas en su línea de crédito y los acuerdos de emisión de
bonos convertibles. La línea de crédito contiene los convenios financieros para mantener una proporción de la
deuda bancaria contra las ganancias de los últimos 12 meses antes de intereses, impuestos, agotamiento,
depreciación y amortización por debajo de 3,0 veces y para mantener una razón corriente actual superior a 1,0
vez (activo corriente dividido por pasivo corriente menos la deuda bancaria sin utilizar y la porción del pasivo de
bonos convertibles). Los bonos convertibles tienen convenios financieros para mantener una relación entre el
valor en libros del patrimonio y activos totales de al menos 30 por ciento y limitar el monto de garantías y
gravámenes que la Compañía tiene en el valor en libros de sus activos totales al 35 por ciento.

ACCIONES ORDINARIAS

El número total de acciones ordinarias de Petrominerales, opciones sobre acciones, acciones ordinarias diferidas
y acciones incentivo en circulación al 5 de noviembre de 2012 fue de 92.719.869 (acciones ordinarias –
85.493.706 opciones sobre acciones– 6.001.110, acciones ordinarias diferidas– 202.237, acciones incentivo –
1.022.816).

Según fue aprobado por la Bolsa de Valores de Toronto y luego de nuestra oferta de curso normal (“NCIB”),
Petrominerales está autorizado a comprar hasta 7.377.935 de acciones ordinarias durante el periodo
comprendido entre mayo 27 de 2012 y mayo 26 de 2013, y en cualquier día bursátil, Petrominerales no podrá
compras más de 178.469 acciones ordinarias. A la fecha, Petrominerales ha adquirido 4.904.400 acciones
ordinarias a un precio promedio ponderado de Cdn.$8,43 bajo el NCIB. Bajo nuestro anterior NCIB, el cual expiró
el pasado 26 de mayo de 2012, Petrominerales adquirió 4.678.381 acciones ordinarias a un precio promedio
ponderado de $26.70.

Durante los tres meses que finalizan el 30 de septiembre de 2012, la Compañía recompró y canceló 2.317.000
acciones ordinarias (2011 – 2.943.789) a un costo promedio de $9,02 por acción bajo nuestro NCIB. De los $20,9

23

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