Comunicado de Prensa Marzo 10, Parex Resources anuncia los resultados del cuarto trimestre de 2014 y del año fiscal 2014

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1 Comunicado de Prensa Marzo 10, 2015 Parex Resources anuncia los resultados del cuarto trimestre de 2014 y del año fiscal 2014 Calgary, Canadá Parex Resources Inc. ("Parex" o la "Compañía") (TSX: :PXT), una compañía dedicada a la exploración y producción petrolera en Colombia tiene el agrado de anunciar los resultados financieros y operacionales para los tres meses ("Cuarto Trimestre" o "T4") con cierre al 31 de diciembre de Todas las cifras se expresan en dólares estadounidenses (USD), a menos que se indique lo contrario. Se llevará a cabo una conferencia telefónica para conversar sobre los resultados del T4 y Pronóstico para el 2015 el miércoles, 11 de marzo de 2015 a las 9:30 am UTC- 6:00. Datos operacionales y financieros sobresalientes del 2014: Se logró una producción de crudo anual en 2014 de barriles diarios, un incremento del 42 por ciento por encima del año Se publicó una evaluación actualizada de reservas independientemente evaluadas por GLJ Petroleum Consultants Ltd., indicando un crecimiento de las reservas probadas más probables en un 114 por ciento con respecto al año Valor actual neto después de impuestos de las reservas probadas más probables descontado al 10 por ciento de aproximadamente $1.100 millones USD ($1.400 millones CAD al tipo de cambio promedio de febrero) al 31 de diciembre de 2014, comparado con los $832 millones USD al 31 de diciembre de Los costos de Descubrimiento, Desarrollo y Adquisición ("DDyA" o "FD&A" en inglés) para el año fueron de $18,90/bpe para las reservas probadas y $13 79/bpe para las reservas probadas más probables incluyendo los bienes de capital para futuros desarrollos. Se redujo la deuda neta a $37,7 millones al 31 de diciembre de 2014, comparado a los $70,2 millones al 31 de diciembre de Se generó un flujo de fondos para todo el año 2014 proveniente de operaciones de $293,9 millones ($2,44 por acción básica). Se incrementó el flujo de fondos con respecto al año anterior debido al crecimiento de la producción como resultado del éxito en la exploración y evaluación. Se registró una pérdida neta de $108,8 millones al cierre del año con fecha 31 de diciembre de 2014, como consecuencia de la caída de los precios del crudo a nivel mundial a fines de La pérdida neta se debe a los débitos por deterioro (no en efectivo) de $95,6 millones (neto de recuperaciones de impuestos diferidos). Ingresos netos ajustados por deterioro (no en efectivo) y los efectos de la amortización de obligaciones convertibles (no en efectivo) dieron por resultado un ingreso neto de $10,6 millones ($0.09 por acción básica) para el cierre del año al 31 de diciembre de Se adquirió la compañía Verano Energy Limited ("Verano") el 25 de junio de 2014 por un precio total neto de $186,2 millones, que incrementó la participación activa a un 70% en el Bloque LLA-32, un 63% en el Bloque LLA-17 y un 55% en el Bloque LLA-34. Se convirtió la suma principal de obligaciones de $85 millones CAD por una suma de acciones comunes de la Compañía. 1

2 La Compañía participó en la perforación de 38 pozos brutos en Colombia resultando en 26 pozos de crudo, 6 pozos de desechos, 6 secos y abandonados, con una tasa de éxito del 81 por ciento. Datos operacionales y financieros del cuarto trimestre del 2014: Se logró una producción trimestral récord de crudo de barriles diarios, un incremento del 54% por ciento sobre el mismo período del año anterior y un aumento del 18% sobre la producción promedio de crudo de Se generó un flujo de fondos proveniente de operaciones de $49,8 millones ($0,37 por acción básica). La Compañía participó en la perforación de 6 pozos brutos en Colombia resultando en 5 pozos de crudo y 1 (un) pozo seco y abandonado, con una tasa de éxito del 83 por ciento 1. Resumen Financiero del Cuarto Trimestre y del Año 2014 Para el T4 de 2014, los volúmenes de venta, excluyendo el crudo adquirido, promediaron los bppd (participación activa antes de regalías) y el precio de venta realizado promedio en Colombia fue de $60,08 por barril ("/bbl"), generando un retorno neto operativo de $25,21/bbl antes de ganancias por cobertura (hedging) de petróleo crudo. En comparación con el trimestre anterior, los gastos de transporte y operación se redujeron en $1,89 por barril. Parex espera continuar reduciendo los costos durante el 2015 como resultado de niveles más bajos en la actividad del sector y la depreciación de la divisa local. Aun cuando Parex deposita crudo diariamente dentro del sistema de transporte, el precio de venta para una porción importante de volúmenes se determina de acuerdo al momento en que se dispone del crudo para su exportación y no del precio Brent promedio durante el mes. Como consecuencia, dada la volatilidad del precio del crudo durante el cuarto trimestre, el diferencial entre el precio de referencia Brent y el precio de venta realizado fue aproximadamente de $17/bbl frente al diferencial Vasconia publicado de $5,65/bbl, el que estaría en consonancia con nuestro diferencial histórico. A la fecha en 2015, el precio de petróleo crudo Brent a nuestro diferencial de precio de venta realizado está en consonancia con nuestro diferencial histórico por barril El flujo de fondos provenientes de operaciones en el Cuarto Trimestre de 2014 alcanzaron los $49,8 millones ($0,37 por acción diluida) en comparación con los $88,7 millones ($0,69 por acción diluida) durante el período comparativo, ya que el caída de los precios Brent para petróleo crudo compensa el aumento en la producción trimestral. Si se monetiza la opción de venta de precio Brent, se aumentó el retorno neto del flujo de fondos en $2,33 por barril. Para el año 2014, el flujo de fondos proveniente de operaciones de $293,9 millones financiaron los gastos de bienes de capital por $296,9 millones, excluyendo los costos de adquisición corporativa. Para aprovechar la situación favorable para la construcción durante la estación seca en la Cuenca Llanos, la Compañía llevó a cabo un programa de inversión de capital en el T4 de $83,6 millones, que incluyeron $58,9 millones para perforación y terminaciones. Mientras los precios del petróleo caían hacia fines de 2014, Parex completó su programa de perforaciones como operador y no operador, concluyendo con el pozo exploratorio Tilo-1 en diciembre de Aunque la Compañía ha estado activa en obras civiles de construcción con la intención de realizar perforaciones durante el T4 de 2014 y los primeros meses de 2015, Parex espera iniciar la perforación de un (1) solo pozo exploratorio durante el primer trimestre de Pozos petroleros: Akira-8, Akira-11, Tua-8, Tua-9, Tilo-1; DyA: Zampona-1 2

3 La deuda neta, que se define como la deuda total menos el superávit de capital circulante, era de $31,7 millones a fines del período, comparado con una deuda neta de $70,2 millones en La Compañía cuenta con una línea de crédito con una base de préstamo de $175 millones. De acuerdo con el informe de reservas del 31 de diciembre de 2014, el consorcio de prestamistas aprobó el aumento de la base de préstamo a $200 millones, el que se está documentando en estos momentos. Tres meses con cierre al Con cierre al 31 de diciembre de 31-12, 31-12, 30-09, Operacional Producción diaria promedio Petróleo (bbl/d) Ventas diarias promedio de crudo producido Petróleo (bbl/d) Inventario petróleo - cierre de período (barriles) Retorno neto operativo ($/bbl) Precio de referencia - Brent 77,07 109,21 103,46 99,56 108,64 111,63 Ingresos de Petróleo (excluyendo cobertura hedging) (1) 60,08 101,64 94,40 87,60 104,20 109,18 Regalías (6,64) (11,73) (10,89) (11,23) (13,46) (8,31) Ingresos netos netos 53,44 89,91 83,51 76,37 90,74 100,87 Gastos de producción (10,95) (9,94) (12,32) (11,15) (9,95) (8,40) Gastos de transporte (17,28) (19,19) (17,80) (17,41) (18,09) (19,06) Reteno neto operativo 25,21 60,78 53,39 47,81 62,70 73,41 Financiero (miles de dólares excepto por cantidad de acciones) Ingresos por petróleo y gas natural Ingresos netos ( ) ( ) Por acción - básica (1,09) 0,20 0,13 (0,90) 0,12 0,37 Ingreso neto ajustado (2) (50.996) Por acción - básica (0,38) 0,21 0,13 0,09 0,11 0,30 Flujo de fondos proveniente de continuación de operaciones Por acción - básica 0,37 0,70 0,70 2,44 2,51 2,23 Adquisiciones Gastos de capital Activos totales Capital circulante (déficit) superávit Obligaciones (12.640) Obligaciones convertibles(3) Deuda a largo(4) Acciones en circulación (cierre del período) (en miles) Básicas Básico promedio ponderado Diluidas(5) El cuadro anterior contiene mediciones no P.C.G.A. (Principios Contables Generalmente Aceptados). Para más información, leer "Términos No P.C.G.A.". 3

4 (1) (2) (3) (4) (5) El diferencial Brent del precio de ventas realizadas medio ponderado por volumen del T4 de 2014 al momento de la venta era de aproximadamente $5,72/bbl. El diferencial Brent restante de $11,27/bbl estaba asociado con el momento de las ventas de crudo comparado con el precio promedio de trimestre. El impacto estimado de flujo de fondos de $0,15/acción básica. El ingreso neto se ha ajustado para los efectos contables de las Normas Internacionales de Información Financiera ("NIIF") de cambios en la responsabilidad financiera derivada en relación con las obligaciones convertibles. La Dirección considera el ingreso neto ajustado como una medida más apropiada para medir la actuación financiera de la Compañía. Las obligaciones convertibles, con un valor nominal de $85 millones CAD con un precio de conversión de $10,15 CAD por acción, se amortizaron completamente el 25 de septiembre de Límite de préstamo de $175 millones al 31 de diciembre de Actualmente se está incrementando a $200 millones. Las acciones diluidas, como se expresan, incluyen los efectos de las acciones comunes y la opción de compra de acciones "dentro del dinero" en circulación al cierre del período. El precio de cierre por acción al 31 de diciembre de 2014 era de $7,58 CAD por acción. Conciliación de reservas brutas de la Compañía al cierre del ejercicio de 2014 Mbpe Total Probadas Total probadas más probables 31 de diciembre de Revisiones técnicas Descubrimientos y ampliaciones Adquisición Producción (8.282) (8.282) 31 de diciembre de 2014 (1) (1) Sujeto a los ajustes finales de conciliación. Crecimiento de las reservas probadas más probables ( 2P ) del 114 por ciento desde el 31 de diciembre de 2013, un incremento de 32 millones de barriles de petróleo equivalente ( MMbpe ) (participación activa neta de la compañía), al 31 de diciembre de 2013 a 68,4 MMbpe (participación activa neta de la compañía) al 31 de diciembre de Se logró un reemplazo de reservas 2P del 540%, con una adición total de reservas para el 2014 de 44,7 MMbpe (97% petróleo). Valor actual neto después de impuestos de reservas probadas más probables descontado al 10 por ciento de aproximadamente $1.100 millones USD ($1.400 millones CAD al tipo de cambio promedio de febrero) al 31 de diciembre de 2014, comparado con los $832 millones USD al 31 de diciembre de 2013; Los sitios no desarrollados brutos a perforar aumentaron a 43, 62 y 86 pozos en los casos de reservas probadas ( 1P ), probadas más probables ( 2P ) y probadas más probables más posibles ( 3P ) respectivamente; El índice de vida de las reservas 2P aumentó de 5,1 años a 7,1 años y se requiere un capital para desarrollo en el futuro de $361 millones; y Como resultado de un robusto crecimiento de las reservas y excelentes eficiencias de capital, Parex logró el DyD de 2P de $10,94/bpe y DDyA de 2P de $13,79/bpe. Actualización sobre las operaciones Tilo (No operador, Bloque LLA-34, participación activa 55%): El pozo exploratorio Tilo-1 se perforó exitosamente en diciembre de 2014 y se realizaron pruebas en El pozo Tilo-1 se perforó a 4,25 km al noreste a lo largo de la misma tendencia de falla desde el pozo Tigana Norte- 1, que está ubicado en la parte norte del campo Tigana. Se realizaron pruebas en el pozo en la formación Guadalupe durante un breve período de pruebas de 7 días, comenzando el 9 de febrero de 2015, utilizándose una bomba eléctrica sumergible. Se realizaron pruebas en el pozo a una razón promedio de 736 barriles de fluido por día (bfpd) durante un período de 7 días con una razón final registrada de 960 bfpd durante las últimas 6 horas de la prueba. La medición final del corte de agua fue del 12% y se recuperaron un total de barriles de crudo y 971 de agua (principalmente fluidos de terminación) durante la prueba. El análisis de los registros de la presión en el fondo del pozo indicó que el abatimiento en el pozo a la tasa final registrada era del 35%. Las mediciones API de campo preliminares indican que el crudo cuenta con un API de 14,5, similar 4

5 al de la formación Guadalupe en el campo Tigana. El operador del campo proyecta someter el pozo a un programa de pruebas continuas en el segundo trimestre de Si el programa es exitoso, se evaluará la posibilidad de perforar un pozo de evaluación de seguimiento para determinar si Tilo es una extensión del campo Tigana. Producción anual a la fecha: La producción de la Compañía para los meses de enero y febrero de 2015 promedió aproximadamente bppd, en consonancia con el pronóstico anterior. Pronóstico 2015 Anteriormente Parex anunció la revisión de su pronóstico para 2015 que mantiene su crecimiento y conserva sus robustas finanzas en la actual situación de precios del petróleo. Suponiendo que el precio Brent para crudo oscile entre los $50-$60/bbl, se espera invertir de $145 a $155 millones, lo que se traduce en un crecimiento de producción de un año al otro del 18% completamente financiado a través del flujo de fondos proveniente de operaciones. Se incluyó en el nuestro presupuesto una inversión de capital de $70 a$75 millones para mantenimiento, con el objetivo de mejorar instalaciones e invertir en proyectos de desarrollo, con lo que se estima un resultado en los volúmenes de producción promedio de bppd, que se sería igual a los volúmenes de producción promedio del T4 de Asimismo, Parex invertirá entre $75 y $80 millones en la perforación de hasta 8 pozos exploratorios en 2015, de acuerdo con compromisos contractuales de perforación ya contraídos. Si la perforación exploratoria es exitosa, se estaría en condiciones de invertir más capital en instalaciones de exploración y pronosticar un incremento en la producción de a bppd para todo el año. Anteriormente Parex expresó que el presupuesto de capital para 2015 estaría completamente financiado por el flujo de fondos proveniente de operaciones. Desde que este pronóstico se publicó en enero de 2015, Parex ha negociado reducciones en su estructura de costo por servicios en Colombia y también se lograron reducciones de costo debido a la depreciación adicional de la moneda colombiana. Gracias a estas reducciones en los costos, Parex podría aprovechar la opción de financiar aquellas instalaciones asociadas con pozos exploratorios exitosos y continuar con la perforación de evaluación, si se garantiza el éxito de aquellos pozos exploratorios potenciales. Asimismo, si se logra mantener los incrementos de los precios de ventas realizados de Parex, la Compañía considera financiar un incremento en las inversiones de capital y las actividades de exploración. Información sobre la conferencia telefónica para el Cuarto Trimestre de 2014 y el pronóstico 2015 Parex conducirá una conferencia telefónica para conversar sobre los resultados del T4 y el Pronóstico para 2015, el día miércoles 11 de marzo de 2015 a las 9:30 horas UTC-6. Para participar de la conferencia, discar , código de acceso: # El audio en vivo se transmitirá en: Este comunicado de prensa no constituye una oferta de venta de títulos y valores, ni tampoco una solicitud de oferta para la compra de títulos y valores, en jurisdicción alguna. Para mayor información contactar a: Michael Kruchten Vicepresidente de Planeación Corporativa y Relaciones con Inversionistas Parex Resources Inc. (403) investor.relations@parexresources.com Su distribución o difusión no está autorizada en los Estados Unidos 5

6 Términos no P.C.G.A. Este informe contiene términos financieros que no se consideran como mediciones bajo los términos P.C.G.A., tales como flujo de fondos usados en, o proveniente de operaciones, capital circulante, retorno neto operativo por barril e ingreso neto ajustado, pero no tienen ningún significado estandarizado bajo las NIIF y no se pueden comparar con medidas definidas similares que presentan otras compañías. La Dirección emplea estas medidas, que están fuera del marco de los P.C.G.A., para medir su propio rendimiento y brindar a sus accionistas e inversores una métrica adicional de la eficacia de la Compañía y su habilidad para financiar una porción de sus gastos de crecimiento futuro. El flujo de fondos proveniente de operaciones es un término no P.C.G.A. que incluye todos los valores monetarios de actividades operativas y se calcula antes de los cambios en el capital de trabajo no monetario. La Dirección emplea los fondos provenientes de (usados en) operaciones para analizar el desempeño operativo y monitorear el aprovechamiento financiero. A su vez la Dirección considera los fondos provenientes de (usados en) operaciones como una medición clave ya que demuestra la capacidad de la Compañía para generar el efectivo necesario para financiar futuras inversiones de capital. El flujo de fondos proveniente de operaciones se reconcilian con los ingresos (pérdidas) netos en los Estados Consolidados de Flujos de Efectivo. Advertencia sobre las reservas Las estimaciones de reservas y de la recuperación de las reservas de crudo suministradas en este comunicado de prensa se consideran únicamente como estimaciones, y no se garantiza que las reservas estimadas puedan recuperarse. Las reservas reales de crudo podrán ser mayores o menores que las estimaciones que se suministran en este documento. Todas las reservas presentadas para el cierre del ejercicio al 31 de diciembre de 2014 se basan en los precios pronosticados por GLJ vigentes al 1 de enero de 2015; todas las reservas presentadas para el cierre del ejercicio al 31 de diciembre de 2013 se basan en los precios pronosticados por GLJ vigentes al 1 de enero de 2014; y todas las reservas presentadas para el 31 de diciembre de 2012 se basan en los precios pronosticados por GLJ vigentes al 1 de enero de Reservas "Probadas" son aquellas reservas que pueden estimarse, con un alto grado de certeza, que serán recuperadas. Es posible que las cantidades remanentes reales recuperadas excedan las reservas probadas estimadas. Reservas "Probables" son aquellas reservas adicionales que tienen menos certeza de ser recuperadas que las reservas probadas. Es igualmente posible que las cantidades remanentes reales recuperadas puedan ser mayores o menores a la suma de las reservas probadas más probables estimadas. Reservas "Posibles" son aquellas reservas adicionales que tienen menos certeza de ser recuperadas que las reservas probables. Existe un 10 por ciento de probabilidad de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o excedan la suma de las reservas probadas más probables más posibles. Es poco probable que las cantidades remanentes reales recuperadas excedan la suma de las reservas probadas más probables más posibles estimadas. En particular, las declaraciones sobre el futuro incluidas en este documento incluyen, pero no están limitadas a, declaraciones con respecto a las características de desempeño de las propiedades petroleras de la Compañía. Asimismo, las declaraciones relacionadas con las "reservas" son por su naturaleza declaraciones sobre el futuro, ya que involucran la evaluación implícita, basada en ciertas estimaciones y supuestos que las reservas puedan ser rentablemente producidas en el futuro. Las estimaciones de reservas y la recuperación de las reservas de Parex que se suministran en este comunicado son únicamente estimaciones, y no existe ninguna garantía que las reservas estimadas podrán recuperarse. 6

7 El término "Bpe" significa un barril de petróleo equivalente sobre la base de 6 Mpc de gas natural por un (1) barril de petróleo ("bbl"). Los "Bpe" pueden inducir al error, especialmente si se usan fuera de contexto. Una tasa de conversión de bpe de 6 Mpc: 1 bbl se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable principalmente a la punta del quemador y no representa un valor de equivalencia en la cabeza de pozo. Dada la tasa de valor basada en el precio actual del petróleo crudo comparado con el gas natural es significativamente diferente de la equivalencia de energía de 6 Mpc: 1 bbl, utilizando una tasa de conversión a 6 Mpc: 1 barril puede inducir al error como un indicador de valor. Advertencia sobre las Declaraciones sobre el Futuro Parte de la información con respecto a Parex que se incluye en este documento contiene declaraciones sobre el futuro que implican importantes riesgos e incertidumbres, conocidos y desconocidos. El uso de cualquiera de las palabras tales como "plan", "estima", "prospectivo", "proyecta", "tiene intenciones de", "cree", "prevé", "debería", "anticipa" u otras palabras similares, o declaraciones que ciertos eventos o condiciones "puedan ocurrir" u "ocurrirán" tienen por objeto identificar declaraciones sobre el futuro. Tales declaraciones representan proyecciones, estimaciones o creencias internas de Parex con respecto, entre otras cosas, al crecimiento futuro, los resultados de las operaciones, la producción, la inversión de capital y otros gastos en el futuro (incluyendo el monto, la naturaleza y las fuentes de financiamiento de tales inversiones), las ventajas competitivas, los planes para la actividad de perforación y sus resultados, los asuntos medio ambientales, los prospectos y las oportunidades comerciales. Estas declaraciones deben considerarse únicamente como predicciones y los acontecimientos o resultados concretos podrán ser considerablemente distintos de las mismas. Aunque la dirección de la Compañía juzga que las expectativas reflejadas en las declaraciones sobre el futuro son razonables, la misma no puede garantizar ningún resultado, ni los niveles de actividad, ni el desempeño ni logros, en el futuro, ya que tales expectativas están básicamente sujetas a importantes incertidumbres y contingencias comerciales, económicas, competitivas, políticas y sociales. Diversos factores podrían afectar los resultados actuales de Parex, haciendo que sean considerablemente diferentes de aquellos expresados o insinuados en estas declaraciones sobre el futuro efectuadas por, o en nombre de, Parex. En especial, las declaraciones sobre el futuro contenidas en este documento incluyen, pero no están limitadas a, declaraciones respecto a las características de rendimiento de las propiedades petroleras de la Compañía; la oferta y demanda de petróleo; los prospectos comerciales y financieros y el panorama financiero; los resultados de las operaciones; los planes de perforación; las actividades a llevarse a cabo en varias áreas; los planes de inversión de capital en Colombia y la producción a fines del ejercicio; los planes para adquirir y procesar estudios sísmicos tridimensionales; el cronograma de perforación y terminación; y los gastos de capital planeados y los plazos de los mismos. Asimismo, las declaraciones relacionadas con las "reservas" o los "recursos" son, por su naturaleza, declaraciones sobre el futuro, ya que involucran la evaluación implícita, basada en ciertas estimaciones y suposiciones que los recursos y las reservas puedan ser rentablemente producidos en el futuro. Las estimaciones de reservas y de recuperación de las reservas de Parex que se suministran en este comunicado son únicamente estimaciones, y no existe ninguna garantía que las reservas estimadas podrán recuperarse Estas declaraciones sobre el futuro están sujetas a diversos riesgos e incertidumbres, incluyendo, pero no limitados a: el impacto de las condiciones económicas generales en Canadá, Colombia y Trinidad y Tobago; la situación del sector incluyendo cambios en leyes y normativa, incluyendo la adopción de nuevas leyes y normativa medioambientales, y cambios en la interpretación de las mismas y su cumplimiento, tanto en Canadá, Colombia y Trinidad y Tobago; la competencia; la falta de disponibilidad de personal calificado; los resultados de exploración y perforación de pozos de desarrollo y actividades relacionadas; la obtención de aprobaciones de las autoridades en Canadá, Colombia y Trinidad y Tobago; los riesgos relacionados con negociar con gobiernos extranjeros y el riesgo país asociado con realizar actividades internacionales; la volatilidad de 7

8 precios de mercado para el petróleo; las fluctuaciones en el cambio de divisas o tasas de interés; los riesgos medio ambientales; las modificaciones a la legislación sobre impuestos a la renta, o cambios a la legislación impositiva y programas de incentivos relacionados con la industria petrolera; la capacidad de acceder a suficiente capital de origen interno y externo; los riesgos de que cualquier estimación de producción neta potencial de crudo no se base sobre una evaluación preparada o auditada por un evaluador independiente de reservas; que no haya ninguna certeza de que cualquier porción de los recursos de hidrocarburos sean descubiertos, o si se descubren que la producción de cualquier porción de los mismos será comercialmente viable; y otros factores, muchos de los cuales se encuentran más allá del control de la Compañía. Se advierte a los lectores que la lista precedente de factores no es una lista completa. La información adicional sobre estos y otros factores que podrían afectar las operaciones y los resultados financieros de Parex, se incluyen en las memorias que se registran ante las autoridades normativas de títulos y acciones de Canadá. Estos documentos se pueden acceder a través del sitio SEDAR ( Aunque las declaraciones sobre el futuro incluidas en este comunicado de prensa se basan en supuestos, los que la dirección de la Compañía considera razonables, la Compañía no puede garantizar a los inversores que los resultados concretos corresponderán con estas declaraciones sobre el futuro. Con respecto a las declaraciones sobre el futuro contenidas en este documento, Parex formuló supuestos con respecto a: los precios de materias primas y regímenes de regalías en vigencia; la disponibilidad de personal calificado; el cronograma y el monto de los gastos de inversión de capital; las futuras tasas de cambio de divisas; el precio del petróleo; el impacto debido al aumento en la competencia; las condiciones generales de los mercados económicos y financieros; la disponibilidad de equipos para la perforación y otros relacionados; los efectos de la normativa por organismos gubernamentales; la obtención de todas las aprobaciones exigidas para la Adquisición; los índices de regalías; los costos operativos en el futuro y otros temas. La dirección ha incluido el antedicho resumen de supuestos y riesgos relacionados con la información sobre el futuro provisto en este documento, para brindarles a los accionistas una perspectiva más completa sobre las operaciones actuales y futuras de Parex; sin embargo, tal información puede no ser adecuada para otros propósitos. Los resultados, el desempeño o los logros concretos de Parex pueden diferir considerablemente de aquellos expresados en, o sugeridos por, estas declaraciones sobre el futuro. Por lo tanto, no se otorga ninguna garantía de que alguno de los eventos anticipados por las declaraciones sobre el futuro se concrete o suceda, o si es el caso en alguno de ellos, y de qué manera beneficiará a Parex. Estas declaraciones sobre el futuro se formulan a la fecha de la preparación de este documento y Parex no asume ninguna responsabilidad de actualizar públicamente ninguna declaración sobre el futuro, ya sea como resultado de información nueva, eventos o resultados futuros o de otro tipo, excepto cuando la legislación correspondiente sobre títulos y valores así lo exija. Ni la TSX (Bolsa de Valores de Toronto) ni su Proveedor de Servicios de Normativa (como se define a este término en las políticas de TSX) aceptan responsabilidad alguna por la idoneidad o exactitud de este comunicado. Traducción El presente comunicado de prensa fue preparado en inglés y posteriormente traducido al español. En caso de diferencias entre la versión en inglés y sus traducciones, prevalecerá el contenido del documento en inglés. 8