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Petrominerales Reporta Resultados Financieros del 2012, Reservas y Actualización Operacional Destacando los Resultados de las Pruebas de Crudo Pesado en Tatama

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CALGARY, CANADA -- (Marketwire) -- 03/06/13 -- Petrominerales anuncia los resultados financieros del cuarto trimestre y de fin de año de 2012, reservas de 2012 y una actualización operacional destacando las pruebas de crudo pesado en Tatama a una tasa de 556 barriles de petróleo por día ("bppd") en periodo extendido.

ASPECTOS A RESALTAR DURANTE EL CUARTO TRIMESTRE Y FIN DE AÑO DE 2012

•Al 31 de diciembre de 2012, el total de reservas probadas y probables fue 41,3 millones de barriles con un valor presente neto antes de impuestos descontado al 10 por ciento de US$1,6 billones; •El valor de nuestra Compañía es superior a los US$1,9 billones, el cual consiste de nuestras reservas probadas y probables por US$1,6 billones y nuestros activos en oleoductos (costo de US$0,3 billones), significativamente mayor a nuestro actual valor en el mercado; •Generamos un flujo de fondos operacional de US$122,5 millones ó US$1,43 por acción en el cuarto trimestre y US$647,9 millones ó US$6,96 por acción en el año, resultando en un flujo de caja libre neto de US$16,3 millones en el 2012; •Los netbacks operacionales siguen siendo sólidos con US$63,63 por barril para el cuarto trimestre y US$68,22 por barril para el año; •La producción promedió 25.140 bppd para el cuarto trimestre y 29.134 bppd para el año; •Las pruebas de 556 bppd en nuestro pozo horizontal Tatama superan nuestro estimado económico interno de la tasa mínima de retorno para avanzar hacia un proyecto comercial en nuestra área de 500.000 acres en el Bloque Rio Ariari; •Hicimos cinco descubrimientos de petróleo en la Cuenca de los Llanos incluyendo Chilaco, Guala, Mambo, Maya, Tucuso y perforamos nuestro primer pozo de desarrollo horizontal en nuestros campos de petróleo Yenac/Mantis; •Hicimos nuestro primer descubrimiento de petróleo en Perú con nuestro pozo Sheshea, el cual probó petróleo de 53 grados API promediando 1.430 bopd; •Iniciamos operaciones en Brasil mediante la adquisición de Alvopetro S.A. Extração de Petróleo e Gás Natural, la cual tiene tres campos maduros y siete contratos de exploración que cubren más de 40.000 acres en tierra firme en la Cuenca de Recôncavo, proporcionando una amplia oportunidad de petróleo liviano; e •Empezamos el 2013 en una posición financiera sólida, con una producción de petróleo liviano con altos netbacks, efectivo por US$40,5 millones, acceso a una facilidad de crédito basada en reservas por US$250 millones y unos activos en oleoductos estratégicos que nos otorgan una flexibilidad financiera adicional.

La siguiente tabla proporciona un resumen de los resultados financieros y operacionales de Petrominerales para el cuarto trimestre y fin de año al 31 de diciembre de 2012 y 2011. Los Estados Financieros Consolidados junto con el Análisis y Comentarios de la Dirección ("MD&A") están disponibles en la página de internet de la Compañía en www.petrominerales.com, en SEDAR www.sedar.com y en SIMEV www.superfinanciera.gov.co.


Resultados Financieros a Tres meses finalizados al Año finalizado al 31 de Resaltar: 31 de diciembre, diciembre,($US millones, salvo que se indique lo % % contrario) 2012 2011 variación 2012 2011 variaciónVentas de petróleo 224,9 329,9 (32) 1.099,1 1.420,6 (23)Flujo de fondos operacional(1) 122,5 213,3 (43) 647,9 786,2 (18)Por acción - básica ($) 1,43 2,14 (33) 6,96 7,69 (9) - diluida ($) 1,42 1,84 (23) 6,86 6,57 4Utilidad (pérdida) neta ajustada (1) (53,5) 77,7 (169) 102,0 326,2 (69)Por acción - básica ($) (0,63) 0,78 (181) 1,10 3,19 (66) - diluida ($) (0,63) 0,72 (188) 1,03 2,94 (65)Dividendos declarados 10,6 12,5 (16) 45,3 51,5 (12)Gastos en PP&E y E&E(2) 148,5 252,4 (41) 631,6 787,1 (20)---------------------------------------------------------------------------- 31 de 30 de 31 de diciembre, septiembre, 30 de junio, diciembre,Al, 2012 2012 2012 2011Efectivo 40,5 33,8 160,6 295,4Superávit (deficit) en el capital de trabajo neto(1) (129,9) (26,5) 24,9 73,8Bonos convertibles del 2016 con opción put en agosto de 2013(3) 198,3 201,7 271,1 550,0Bonos convertibles del 2017(3) 400,00 400,0 400,0 -Activos totales 2.124,9 2.199,1 2.244,4 2.226,5Acciones ordinarias (000s) 84.464 88.020 89.778 99.375Acciones ordinarias y diluidas "in-the- money" (000s)(4) 86.883 90.476 92.531 103.223Resultados Operacionales Tres meses finalizados al 31 Año finalizado al 31 de a Resaltar de diciembre, diciembre, 2012 2011 % variación 2012 2011 % variaciónProducción (bppd)Llanos profundos 16.458 26.237 (37) 19.757 28.681 (31)Llanos central 4.090 3.226 27 4.271 3.732 (14)Neiva 2.791 3.993 (30) 3.286 4.017 (18)Orito 1.801 1.897 (5) 1.802 1.948 (7)Crudo pesado - - - 18 - -----------------------------------------------------------------------------Producción total 25.140 35.353 (29) 29.134 38.378 (24)----------------------------------------------------------------------------Volumen de ventas 24.137 33.913 (29) 28.990 38.170 (24)----------------------------------------------------------------------------Netback operacional ($/bbl)(1)Precio de referencia WTI 88,18 93,87 (6) 94,74 95,11 -Precio de referencia Brent 110,02 109,18 (1) 111,64 111,98 -Descuento al Brent 8,74 3,46 (153) 8,05 10,02 (20)----------------------------------------------------------------------------Precio de venta 101,28 105,72 (4) 103,59 101,96 2Costos de transporte 4,55 8,85 (49) 6,34 10,07 (37)----------------------------------------------------------------------------Precio realizado de petróleo crudo 96,73 96,87 - 97,25 91,89 6Regalías 14,55 11,92 22 12,55 11,73 7Costos de producción 18,55 12,63 48 16,48 12,26 35----------------------------------------------------------------------------Netback operacional(1) 63,63 72,32 (12) 68,22 67,90 -----------------------------------------------------------------------------




(1) Mediciones fuera del Marco NIIF. Ver "Mediciones fuera del Marco NIIF" al final del Comunicado de Prensa.
(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 en la porción principal de los bonos convertibles que vencen en el 2016 y 2017. Los tenedores de los bonos convertibles del 2016 tiene una opción put con el derecho a recibir el prepago de los bonos el 25 de agosto de 2013.
(4) Consiste en la suma de las acciones ordinarias, acciones ordinarias diferidas, acciones incentivo y acciones potencialmente a ser emitidas por conversión de stock options y bonos convertibles "in-the-money" en circulación al final de periodo.

EVALUACIÓN INDEPENDIENTE DE LAS RESERVAS DE FIN DE AÑO 2012

Nuestros evaluadores independientes de reservas, DeGolyer and MacNaughton ("D&M"), completaron una evaluación efectiva al 31 de diciembre de 2012 de ciertas propiedades en Colombia incluyendo Orito y Neiva, y de una parte de 5 de los 13 bloques exploratorios: Corcel, Guatiquía, Casimena, Mapache y Castor. El reporte de D&M no incluye el área de crudo pesado en Colombia, el descubrimiento de Sheshea en Perú ni ninguno de los prospectos identificados en nuestra área exploratoria en Colombia, Perú o Brasil. Todas las reservas señaladas en este documento están basadas en precios y costos proyectados por D&M y corresponden a la participación bruta de la Compañía en las reservas (antes de regalías).


Reconciliación de las Reservas Brutas de la Compañía (MBBL) Probadas Probadas más Desarrolladas Total Probadas ProbablesReservas al 31 de diciembre, 2011 22.392 31.796 51.496Producción del 2012 (10.663) (10.663) (10.663)Adiciones 860 860 917Revisiones 4.143 4.921 (458)----------------------------------------------------------------------------Reservas al 31 de diciembre, 2012 16.732 26.914 41.292Disminución en reservas 25% 15% 20%Sustitución de producción 47% 54% 4%---------------------------------------------------------------------------- Valor Presente Neto de Ingresos Netos Futuros antes de Impuestos (US$ Millones) 0% 5% 10%Probadas desarrolladas 909 811 732Total probadas 1.410 1.197 1.033Probadas más probables 2.274 1.900 1.616---------------------------------------------------------------------------- Valor Presente Neto de Ingresos Netos Futuros después de Impuestos (US$ Millones) 0% 5% 10%Probadas desarrolladas 904 806 728Total probadas 1.254 1.061 913Probadas más probables 1.824 1.515 1.281-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Reservas por Área (Participación Bruta de la Companía MBBL) Llanos Llanos Profundos Orito Neiva Central TotalProbadas desarrolladas 9.003 1.411 4.572 1.746 16.732Probadas 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 41.292----------------------------------------------------------------------------




Las reservas probadas no desarrolladas incluyen 49 pozos de desarrollo: 25 en Orito, 21 en Neiva, dos en Yenac y uno en Mantis. Adicionalmente, las reservas probables incluyen 18 pozos de desarrollo: 14 en Orito, tres en Neiva y uno en Corcel.


Ingresos Netos Futuros, sin Descontar,Precios y Costos Proyectados (US$ Millones) Costos Costos de Futuros de Ingresos Regalías Operación DesarrolloProbadas desarrolladas 1.597 231 385 72Total probadas 2.618 312 537 359Probadas más probables 4.043 474 806 489---------------------------------------------------------------------------- Ingresos Ingresos Netos Netos Futuros Impuestos Futuros antes de sobre la después de Impuestos Renta ImpuestosProbadas desarrolladas 909 5 904Total probadas 1.410 156 1.254Probadas más probables 2.274 450 1.824-------------------------------------------------------------




La producción estimada para el 2013 con base en el reporte de D&M es de 18.488 bppd para probadas desarrolladas, 21.444 bppd para total probadas y 25.411 bppd para las reservas probadas más probables.

Las reservas e ingresos netos futuros se determinaron usando el siguiente supuesto de precios:


WTI @CUSHING Brent AÑO $US/BBL $US/BBL 2013 $93,00 $111,00 2014 $94,35 $108,35 2015 $95,72 $105,72 2016 $101,88 $107,88 2017 $106,62 $106,62 2018 $109,30 $107,10 2019 $112,62 $110,36 Más adelante +2% por año +2% por año




La divulgación de información requerida de acuerdo al Instrumento Nacional 51-101 de los Administradores de Valores Canadienses estará disponible en el Informe Anual de la Compañía ("AIF", por sus siglas en inglés), el cual se publicará en la página web de SEDAR en www.sedar.com antes del 31 de marzo de 2013. Los valores estimados de los ingresos netos futuros divulgados en este comunicado no representan valores justos de mercado.

ACTUALIZACIÓN OPERACIONAL

Producción (bppd)


Primer Trimestre a Cuarto Trimestre Tercer Trimestre la fecha 2013 2012 2012Llanos Profundos 14.588 16.458 18.101Llanos Central 3.555 4.090 3.687Neiva 2.686 2.791 3.187Orito 1.315 1.801 1.359Crudo Pesado 317 - -Producción Total 22.461 25.140 26.334----------------------------------------------------------------------------




La producción del cuarto trimestre promedió 25.140 bppd, 1.194 bppd ó 5 por ciento menos que en el tercer trimestre de 2012. Nuestra producción en Llanos Profundos declinó en 1.643 bppd ó nueve por ciento debido principalmente a las declinaciones naturales, compensadas parcialmente por la adiciones en producción de nuestros descubrimientos Maya y Mambo. La producción en Llanos Central incrementó 403 bppd ó 11 por ciento debido principalmente a que nuestro pozo Disa reanudó producción durante el trimestre completo luego de haber estado suspendido durante 88 días en el tercer trimestre y a adiciones de producción de nuestro primer pozo de desarrollo horizontal en nuestro campo Mantis, compensado parcialmente por declinaciones naturales. Nuestra producción en Neiva declinó 396 bppd ó 12 por ciento como resultado principalmente de que ciertos pozos debieron suspender producción por inconvenientes en las facilidades y a declinaciones naturales debido a que ningún pozo en desarrollo fue perforado durante el trimestre. Planeamos reiniciar nuestro programa de perforación en Neiva durante la segunda mitad de 2013. La producción en Orito incrementó en 442 bppd ó 33 por ciento, debido principalmente a que el pozo Orito-193 reanudó producción a finales de octubre. Reiniciamos nuestro programa de perforación de desarrollo en Orito en diciembre de 2012.

La producción ha promediado 22.461 bppd durante lo corrido del primer trimestre de 2013, 11 por ciento menos que la producción del cuarto trimestre, debido principalmente a declinaciones naturales mayores a lo normal especialmente en nuestro pozo Yatay-1 y a que ciertos pozos estuvieron suspendidos en Orito. Esta declinación se compensó por la adición de 317 bppd de crudo pesado cuando nuestro pozo Tatama-1 inició producción.

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

En enero de 2013, exitosamente reanudamos nuestras pruebas de producción en nuestro pozo horizontal Tatama y desde ese momento hemos producido más de 25.000 barriles de petróleo de 9 grados API, demostrando una metodología de producción que apoya nuestro plan de comercialización. Una vez la tasa de la bomba alcanzó su máximo disponible, el pozo produjo a una tasa promedio de producción estabilizada de 556 bppd durante un periodo de 28 días con corte de agua promedio de 86 por ciento y 30 por ciento de declinación. El intervalo produciendo era la Formación Mirador. Durante la prueba observamos una mejora en el índice de producción y una correspondiente mejora en la eficiencia del flujo demostrando una respuesta positiva del reservorio. Como resultado, estamos reequipando el pozo con 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. Luego planeamos perforar un segundo pozo horizontal en el área de Mochelo con el fin de confirmar la extensión al sur de la acumulación de petróleo y probar la productividad de un pozo horizontal diseñado óptimamente que nos dará la base para una primera fase de desarrollo comercial

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

Hemos completado la evaluación de dos pozos de exploración, Mapanare-1 en nuestro Bloque Guatiquía y Amarillo-2 en nuestro Bloque Corcel. Los resultados de las pruebas en Mapanare-1 fueron inconsistentes con nuestra interpretación petrofísica del pozo, los cuales indicaron una sección con presencia de hidrocarburos tanto en Formación Mirador como en la Guadalupe. La Formación Mirador arrojó muestras de fluido, mientras la prueba en la Formación Guadalupe recuperó un corte de crudo del dos por ciento (ó trazos) de 10 grados API. Como resultado, el pozo ha sido abandonado. Estamos evaluando las inconsistencias entre los resultados de las pruebas y nuestro análisis geofísico.

La interpretación petrofísica de nuestro pozo Amarillo-2 indica que no hay arenas con potencial presencia de hidrocarburo. Abandonamos el pozo sin realizar pruebas y hemos movilizado el taladro hacia nuestro prospecto exploratorio en el Bloque Corcel, Taya, donde ya iniciamos la perforación. Este pozo tiene como objetivo una extensa trampa estratigráfica que con éxito podrá generar múltiples locaciones.

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

Hemos completado nuestra prueba de producción en nuestro pozo Yenac-8 luego de realizar operaciones de cementación correctivas para mejorar la integridad de las pruebas. La prueba en la Formación Mirador Inferior recuperó trazos de crudo de 10 grados API y la Formación Mirador Superior también recuperó trazos de crudo. Yenac-8 fue perforado en la parte sur de nuestra sísmica 3D. Estamos revisando la adquisición de 50 kilómetros cuadrados adicionales de sísmica 3D junto con una evaluación posterior del pozo para evaluar apropiadamente el potencial futuro de esta área.

Hemos perforado nuestro pozo Mantis-3 (Mantis Norte) para probar la extensión norte del campo de petróleo Mantis en las Formaciones Mirador superior e inferior. Hemos revestido el pozo para evaluarlo. Con éxito en Mantis-3, varias locaciones de desarrollo adicional podrían ser incluidas teniendo como objetivo las Formaciones Mirador superior e inferior.

Orito y Las Aguilas (Cuenca del Putumayo), Colombia

Hemos reiniciado nuestro programa de perforación de desarrollo en Orito en diciembre de 2012 con la perforación de nuestro primero de nueve pozos de desarrollo planeados para el 2013, Orito-196. Tenemos como objetivo la Formación Villeta en Orito-196, y con base en nuestra interpretación petrofísica hemos calculado arenas con presencia de hidrocarburos similares a las encontradas en Orito-193. Estamos perforando actualmente Orito-197 en la misma plataforma de pozos, y una vez completada, iniciaremos producción en ambos pozos en el segundo trimestre.

Durante el cuarto trimestre en nuestro Bloque Las Águilas, perforamos el pozo Gurania-1. Nuestra interpretación petrofísica indica la presencia de arenas con presencia de hidrocarburos; sin embargo, las cantidades recuperadas fueron consideradas no económicas para ser comercializadas. Debido a lo anterior, hemos abandonado el pozo.

Perú

En octubre anunciamos nuestro descubrimiento en Sheshea en el Bloque 126 de la Cuenca de Ucayali en Perú. En la Formación Chonta produjimos crudo de 53 grados API a una tasa promedio de 1.430 bppd, sin recuperación de agua. En la Formación Agua Caliente produjimos 80 bppd con un corte de agua de 97 por ciento. Estamos actualmente en el proceso de obtener las aprobaciones regulatorias para adquirir sísmica 3D sobre la estructura Sheshea y poder seleccionar las locaciones de perforación de avanzada. Estamos al mismo tiempo trabajando para obtener las aprobaciones regulatorias para las pruebas de producción de largo alcance en el pozo descubierto y la delineación de la perforación. El tiempo estimado para obtener ambas aprobaciones es de 15 meses.

En febrero de 2013 le notificamos a Perúpetro S.A., la Agencia Nacional de Hidrocarburos en Perú, la renuncia al 100 por ciento de nuestra participación en el Bloque 141 y los compromisos de trabajo relacionados debido a nuestra inhabilidad para continuar con nuestro programa de trabajo y operar en el área.

Cuenca de Recôncavo, Brasil

A finales de 2012 expandimos nuestras operaciones hacia Brasil mediante la adquisición del 75 por ciento de participación en Alvopetro Oil and Gas Investments Inc., una corporación que tiene indirectamente tres campos marginales y siete bloques exploratorios en la Cuenca de Recôncavo, en tierra firme, Brasil. En el 2013 planeamos perforar al menos dos pozos exploratorios en Brasil teniendo como objetivo las arenas Gomo en la Formación Candeias para empezar a descubrir un extenso recurso petrolífero en nuestros activos recientemente adquiridos. Estamos emocionados por nuestra entrada inicial a Brasil con esta oportunidad de grandes recursos. Nuestra visión es implementar un programa de desarrollo a gran escala, repetible, de bajo riesgo y con varios pozos en el 2014.

VALOR NETO DE LOS ACTIVOS

El precio de nuestra compañía actual se calcula en la siguiente tabla:


Valor Neto de los Activos al 31 de diciembre, 2012 (millones, excepto en montos por acción) Básica Diluida(1)Acciones ordinarias en circulación al 31 de diciembre, 2012 84,5 88,7---------------------------------------------------------------------------- Por acción Por acción Valor básica diluidaReservas probadas más probables (2) 1.616 19,13 18,22Activos de infrastructura (3) 328 3,88 3,70Déficit en capital de trabajo (130) (1,54) (1,46)Monto principal en los bonos convertibles (599) (7,09) (6,75)Stock options, acciones ordinarias diferidas y acciones incentivo 13 0,16 0,15----------------------------------------------------------------------------Valor Total Neto de los Activos 1.228 14,53 13,84----------------------------------------------------------------------------




Notas:

(1) Asume que 4,2 millones de stock options, acciones diferidas y acciones incentivo son ejercidas.
(2) Reservas probadas más probables usando los precios y costos proyectados y descontados al 10 por ciento (antes de impuestos).
(3) Los activos de infraestructura están al costo y no reflejan el valor estratégico completo.

Este valor de la compañía excluye el valor asociado a los siguientes activos de nuestro portafolio:

•Nuestra área de exploración de alto valor en Colombia con más de 85 prospectos y posibles prospectos identificados; •Nuestra extensa base de recursos de crudo pesado en Colombia está actualmente avanzando hacia la comercialización; •El valor estratégico incremental de nuestros activos de infraestructura en Colombia; •Nuestro descubrimiento de petróleo liviano en Sheshea del Bloque 126 en Perú; •Nuestra extensa área de exploración en Perú con más de 5 millones de acres y más de 20 prospectos y posibles prospectos identificados; y •El potencial de nuestra nueva base de recursos en Brasil.

A los precios actuales de la acción creemos que una inversión en Petrominerales le otorga a los accionistas una exposición a un enorme portafolio de oportunidades, junto con una atractiva rentabilidad por dividendo ($ 0,50 anual por acción, lo que representa menos del ocho por ciento del flujo de fondos operacional). Estamos enfocados en incrementar el valor de los accionistas y a lo largo del 2013 vamos a trabajar diligentemente para explotar el valor asociado a estas oportunidades que actualmente no están siendo reflejados en el precio de nuestra acción.

ACTIVOS DE INFRAESTRUCTURA EN COLOMBIA

Tenemos el cinco por ciento de participación en el Oleoducto Central S.A. ("OCENSA"), el oleoducto más estratégico en Colombia. OCENSA actualmente nos ofrece el derecho a transportar 18.750 bppd desde la estación de descargue de Monterrey, ubicado a 70 kilómetros de nuestro Bloque Corcel, hasta Coveñas para poder exportar, así como los derechos para transportar 10.000 bppd adicionales en el Segmento 2, desde Monterrey hasta Vasconia. Adicionalmente, a raíz de una reciente reestructuración de OCENSA en enero de 2013, el oleoducto ha pasado de ser un modelo de recuperación de costos a un modelo de rentabilidad y ahora le ofrece a los dueños de los derechos de transporte la total flexibilidad para comercializar barriles de terceros usando su capacidad. Para reflejar el elemento de rentabilidad, las tarifas aumentaron en aproximadamente $4 por barril, resultando en aproximadamente $30 millones anuales para nuestra participación. Además de este elemento de rentabilidad, nuestra inversión en OCENSA ofrece ahorros significativos en comparación con otras alternativas para monetizar la producción de la Cuenca de los Llanos. En comparación con el transporte por carrotanques, estos ahorros pueden ser de hasta $12 por barril, más de $80 millones al año.

Petrominerales también tiene una participación del 9,65 por ciento en el Oleducto Bicentenario de Colombia ("OBC"), un oleoducto que representa 11.580 bppd de capacidad. La construcción de este oleoducto se espera completar para el tercer trimestre de 2013. Al igual que OCENSA, el OBC ofrece rendimientos de capital y valor de sinergia. Las tarifas del OBC se espera ofrezcan ahorros en comparación con otras alternativas de transporte por carretera para la monetización de la producción de la Cuenca de los Llanos de hasta $5 por barril. Asimismo, el OBC tiene como objetivo generar un retorno del 10,5 por ciento sobre los $50 millones de inversión.

Petrominerales ha asegurado la capacidad de descarga complementaria para proporcionar un acceso completo a la capacidad de los oleoductos. Esto nos ayuda a aprovechar todo el potencial asociado a estas inversiones estratégicas.

OUTLOOK

En el 2013 estaremos ejecutando un programa de inversiones balanceado entre oportunidades de exploración de alto impacto y desarrollo en Colombia, Perú y Brasil. Nuestro plan para el 2013 incluye:

•Continuar con nuestros programas de perforación de desarrollo en nuestros Bloques Orito y Neiva, perforando hasta nueve pozos en Orito y hasta seis pozos en Neiva; •Perforar hasta cinco pozos de avanzada y de desarrollo en nuestros campos de petróleo Yenac y Mantis en Llanos Central; •Perforar hasta 10 pozos exploratorios en la Cuenca de los Llanos en Colombia, teniendo como objetivo recursos de petróleo liviano por hasta 61 millones de barriles de petróleo no descubierto inicialmente en sitio; •Posicionarnos para rápidamente desarrollar una plataforma de producción comercial en nuestra área de crudo pesado con base en los resultados de las pruebas en Tatama; •Perforar nuestros primeros dos pozos en Brasil, teniendo como objetivo recursos extensos de crudo liviano en nuestra área recientemente adquirida; y •Exposición a la perforación del primero de dos prospectos exploratorios de alto impacto con nuestro socio estratégico en Perú.

Planeamos financiar nuestro programa de inversiones del 2013 completamente con nuestro flujo de caja operacional. Adicionalmente, nos fue otorgada la facilidad de crédito basada en reservas que recientemente anunciamos cuyo monto ha incrementado a US$ 250 millones, dándonos flexibilidad financiera adicional. Estaremos actualizando a nuestros inversionistas de nuestro progreso a lo largo del 2013.

TELECONFERENCIA Y WEBCAST

Los Directivos de Petrominerales realizarán una teleconferencia y webcast con los inversionistas, analistas financieros, periodistas y cualquier otra persona interesada el próximo miércoles 6 de marzo de 2013 a las 8:00 a.m. (MT) (10:00 a.m. ET) para discutir nuestros resultados financieros y operativos del cuarto trimestre y de fin de año 2012.

Los detalles de la teleconferencia son los siguientes:
Teléfonos para escuchar en directo: 416-695-6617 / 800-446-4472
Link para escuchar el webcast en directo: http://events.digitalmedia.telus.com/petrominerales/030613/index.php
Teléfono para escuchar la repetición: 905-694-9451 / 800-408-3053
Código de acceso para la repetición: 3686459

Petrominerales Ltd. es una compañía internacional dedicada a la exploración de petróleo y gas, que opera en Latinoamérica desde el año 2002. Nuestro portafolio de activos de alta calidad y nuestro inventario de oportunidades de exploración y desarrollo en Colombia, Perú y Brasil crea un gran potencial de crecimiento para los próximos años.

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

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

Petróleo no descubierto inicialmente en sitio ("UPIIP"). UPIIP, equivalente a "recursos no descubiertos", son aquellas cantidades de petróleo estimadas en una fecha determinada, que deben estar contenidas en acumulaciones conocidas antes de ser descubiertas. La porción recuperable de UPIIP se refiere a recursos prospectivos, y lo restante a no recuperable. Los recursos sin descubrir contienen un riesgo de descubrimiento. No hay certeza de que una porción de estos recursos sean descubiertos. Si son descubiertos, no hay certeza de que vaya a ser comercialmente viable producir desde cualquier porción de estos recursos. Un proyecto de recobro puede no ser definido para estos volúmenes de UPIIP en este momento.



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John Koch, Chief Operating Officer
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