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1 CONTENIDO Página 1. Prefacio 1 2. Temas de Destacados del Tercer Trimestre 2 3. Acuerdo de Participación y Adquisiciones de Negocios 4 4. Licencias Ambientales 5 5. Resumen Financiero y Operativo 5 6. Discusión de los Resultados del Tercer Trimestre del Estado de los Proyectos Inversiones en Bienes de Capital Discusión de los Resultados Financieros del Tercer Trimestre del Compromisos y Contingencias Contratos de Administración de Riesgos Información Trimestral Seleccionada Transacciones con Partes Relacionadas Controles Internos sobre los Reportes Financieros ( ICFR ) Perspectivas Futuras Mediciones Financieras Adicionales Políticas de Sostenibilidad Notificación Legal Información con Miras al Futuro y Declaraciones Riesgos e Incertidumbres Anuncio Precautorio Abreviaciones 32 PACIFIC RUBIALES ENERGY CORP. INFORME DE GESTIÓN 8 de noviembre de 2012 Forma F1 Para el trimestre finalizado el 30 de septiembre de Prefacio Este Informe de Gestión contiene información con miras al futuro y está basado en las expectativas, estimativos, proyecciones y suposiciones actuales de Pacific Rubiales Energy Corp. ( Pacific Rubiales ). Esta información está sujeta a un número de riesgos e incertidumbres, muchos de los cuales están fuera del control de la Compañía. Se advierte a los usuarios de esta información que los resultados reales pueden diferir sustancialmente. Para mayor información acerca de los principales factores de riesgo y los supuestos subyacentes a nuestra información con miras al futuro, ver página 30. Este Informe de Gestión es una evaluación y análisis tanto de los resultados como de la situación financiera de la Compañía efectuada por la gerencia, y debe leerse conjuntamente con los estados financieros consolidados interinos, para el tercer trimestre del 2012, y los estados financieros consolidados auditados para el año 2011 incluyendo las notas relacionadas. La información financiera presentada se reporta en dólares de los Estados Unidos de América y de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera expedidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad ( IASB ) a menos que se indique lo contrario. Todos los porcentajes comparativos se refieren a los trimestres finalizados el 30 de septiembre de 2012 y el 30 de septiembre de 2011, a menos que se indique lo contrario. Las siguientes mediciones financieras: (i) EBITDA; (ii) el flujo de fondos de las operaciones; y (iii) la utilidad neta ajustada de las operaciones referidas en este Informe de Gestión no son prescritas por las Normas Internacionales de Información Financiera ( IFRS ) y se encuentran descritas en Mediciones Financieras Adicionales en la página 27. Toda referencia a barriles netos o producción neta refleja únicamente la participación de la Compañía en la producción después de descontar regalías y la participación de los socios en la operación. La página 32 presenta un cuadro de abreviaciones de términos empleados en la industria gasífera y petrolera. Con el fin de proporcionar a los accionistas de la Compañía la más completa información en relación con potenciales inversiones futuras en bienes de capital, hemos suministrado estimativos de costos para proyectos que en algunos casos aún se encuentran en las primeras etapas de desarrollo. Dichos costos son solamente estimativos preliminares. Se contempla la posibilidad que los valores reales sean diferentes y las diferencias pueden ser sustanciales. Para mayor información sobre importantes inversiones en bienes de capital ver Inversiones en Bienes de Capital en la página 17. Los términos tales como nosotros, nuestros, Pacific Rubiales PRE, o la Compañía hacen referencia a Pacific Rubiales Energy Corp., sus subsidiarias, asociaciones, e inversiones en sociedades conjuntas, a menos que el contexto indique lo contrario. Las tablas y graficas en este documento son parte integral de este Informe de Gestión. Información adicional referente a la Compañía radicada ante las autoridades regulatorias de valores en Canadá incluyendo los reportes anuales y trimestrales de la Compañía y el Formulario Anual de Información se encuentran disponibles en SEDAR en SIMEV en BOVESPA en y en la página Web de la Compañía La información disponible o de alguna otra manera accesible por medio de nuestra página de internet no forma parte de este Informe de Gestión y tampoco se incorpora al mismo por referencia. Este informe de gestión fue preparado en idioma inglés y subsecuentemente traducido al español y portugués. En caso de cualquier diferencia entre la versión en inglés y sus contrapartes traducidas, el documento en inglés debe prevalecer. 1

2 2. Temas Destacados del Tercer Trimestre La Compañía continúa el enfoque en la implementación de la estrategia definida: cumplir las desafiantes metas operacionales y continuar desarrollando el ambicioso programa de inversión en Exploración y Producción ( E&P ), mientras ejecuta su intención estratégica de crecimiento sostenible y rentable. Como parte de esta estrategia, una nueva y más robusta compañía comienza a emerger, no solo enfrentando el reto de aumentar la producción en los campos existentes en Colombia y construyendo sobre el éxito del programa exploratorio, si no también mediante la adquisición de nuevos y prometedores activos. Durante el tercer trimestre del 2012, la Compañía continuó ampliando su presencia en y fuera de Colombia, con la adquisición de PetroMagdalena Energy Corp. ( PetroMagdalena ), interés en activos costa afuera Brasileños de Karoon Gas Australia Ltd. ( Karoon ) y costa adentro en el bloque Portofino en Colombia de Petrolera Monterrico S.A. Sucursal Colombia ( Petromont ). Los temas destacados de las actividades de la Compañía durante el trimestre finalizado el 30 de septiembre de 2012 incluyen: Crecimiento de la producción. Durante el tercer trimestre del 2012 la producción promedio neta en Colombia y Perú después de regalías alcanzó la cifra de 97,142 bpe/d (243,820 bpe/d producción total del campo). En Colombia, la producción promedio neta alcanzó 95,748 bpe/d (240,975 bpe/d producción total del campo). La producción neta en Colombia tuvo un crecimiento del 10% en comparación con el mismo período del año pasado, impulsado por más de 185 pozos de desarrollo perforados principalmente en los campos Rubiales y Quifa SO, y la adquisición de PetroMagdalena. Para mayor detalle de cómo la Compañía ha calculado la producción diaria promedio, por favor consulte la sección titulada Producción a partir de la página 12. En el Perú, la producción promedio neta después de regalías alcanzó 1,394 bbl/d (2,845 bbl/d producción total del campo) proveniente de la adquisición del 49% del porcentaje de participación en el Bloque Z-1, efectivo a partir del 1 de enero de Los ingresos y la producción de Perú serán reconocidos al cierre de la negociación del bloque Z-1, la cual está sujeta a la aprobación por parte de las autoridades peruanas correspondientes. La solicitud de esta aprobación ya ha sido radicada y ésta en proceso. La producción en Colombia y Perú continua creciendo, alcanzando un promedio neto después de regalías de 104,300 bpe/d en el cuarto trimestre a la fecha. Al 6 de noviembre de 2012, la producción neta después de regalías alcanzó aproximadamente 109,000 bpe/d (producción bruta del campo de 270,000 bpe/d), un aumento del 12% respecto al promedio neto reportado para el tercer trimestre de Licencia de Inyección de Agua para campo Rubiales. Durante el primer semestre de 2012, se obtuvo permiso ambiental para la disposición de agua en el campo Rubiales hasta aproximadamente 1.9 millones de barriles de agua por día (la mayoría reinyectado a la subsuperficie), la cual restringió la capacidad de aumentar la producción de petróleo. El 8 de agosto de 2012, la Compañía obtuvo un permiso de inyectar adicionalmente 400 mil barriles por día, lo cual va permitir a la Compañía la expansión total de la producción de petróleo del campo al objetivo de 190 Mbbl/d al finalizar el año. Se espera recibir un permiso para una adición de un millón de barriles por día durante el cuarto trimestre de 2012, lo cual permitirá crecimiento adicional en la producción en Una vez la Compañía recibió el permiso ambiental de inyectar 400 mil barriles por día, el total bruto de producción para campo Rubiales incrementó de 171,871 bbl/d, reportado durante el tercer trimestre de 2012, a una producción actual de 188,180 bbl/d. Sólida Generación de Ingresos. La Compañía aumentó sus ingresos a $870 millones ($2.84 millardos para los nueve meses del 2012) en comparación con los $828 millones reportados durante el mismo periodo del 2011 ($2.37 millardos para los nueve meses del 2011). Las utilidades netas consolidadas para el tercer trimestre del 2012 fueron $69 millones o $0.23 por acción ordinaria, en comparación con los $194 millones, o $0.71 por acción ordinaria registrados durante el tercer trimestre del 2011; esto es atribuible a mayores gastos generales y administrativos ocasionados por las adquisiciones de activos, pérdidas en contratos de coberturas y pérdidas en inversiones de capital. Las utilidades netas ajustadas antes de ítems no-monetarios para el tercer trimestre del 2012 fueron $131 millones en comparación con los $163 millones registrados durante el tercer trimestre del EBITDA y el Flujo de Efectivo continúan en ascenso: Durante el tercer trimestre del 2012 el EBITDA totalizó $483 millones ($1.59 millardos para los nueve meses corridos del 2012), en comparación con los $464 millones registrados en el mismo trimestre del 2011 ($1.39 millardos para los nueve meses del 2011). El EBITDA del tercer trimestre del 2012 representó un margen de 56% en comparación con la totalidad de los ingresos obtenidos durante el periodo. El Flujo de Fondos y el Flujo de Efectivo proveniente de las operaciones aumentó a $348 millones y $418 millones respectivamente, en comparación con los $350 millones y $305 millones reportados durante el Aumento en el netback operativo. El netback operativo del petróleo crudo durante el tercer trimestre del 2012 se mantuvo sólido alcanzando la cifra de $64.70/bbl, un aumento del 15% en comparación con el mismo periodo del

3 ($56.12/bbl). El netback operativo combinado del petróleo y gas fue de $61.42/bbl, un aumento del 14% en comparación con el tercer trimestre del 2011 ($53.68/bbl). Comercialidad del campo Cajúa y la extensión del periodo exploratorio en Quifa Norte. El 15 de agosto de 2012, la Compañía recibió aprobación de comercialidad del Comité Ejecutivo del contrato de asociación Quifa, para una porción del bloque Quifa Norte, llamado campo Cajúa. Actualización de calificación crediticia. El 31 de octubre de 2012, Fitch Ratings elevó su calificación corporativa crediticia de BB a BB+. También elevaron su clasificación de la deuda no garantizada a BB+. Fitch también indicó que la perspectiva de la Compañía es estable, citando la continuación de la producción y la diversificación de reservas de la Compañía, historial probado de aumento en la producción, el mantenimiento de adecuadas tasas de sustitución de reservas, y el riesgo de negocio inferior como consecuencia de la finalización de los proyectos clave de infraestructura. Resultados positivos en las actividades de perforación en Colombia. Durante el tercer trimestre del 2012 la inversión total neta en bienes de exploración fue de $63 millones, correspondientes a la perforación de ocho pozos exploratorios (siete de evaluación y un pozo estratigráfico) de los cuales siete arrojaron resultados positivos. La tasa de éxito para lo corrido del 2012 es del 84% correspondiente a la perforación de 49 pozos exploratorios de los cuales 41 fueron exitosos. Nueva Plataforma CX-15 Corvina en el Perú. El 25 de septiembre de 2012, la plataforma CX-15 fondeó en la locación del campo Corvina Occidental, una milla al sur de la ya existente plataforma CX-11 costa afuera en el norte del Perú. Esta plataforma desarrollará 23 MMbbl de reservas probadas en el campo Corvina. La perforación del primero de los 24 pozos planificados comenzará una vez que los respectivos permisos ambientales sean otorgados por las autoridades. El socio de la Compañía, BPZ Resources, Inc. ( BPZ ) es el operador registrado del bloque, mientras que Pacific Rubiales ha asumido el rol de la dirección técnica de operaciones de conformidad con un acuerdo de servicios de operación. Inversiones totales en bienes de capital. Las inversiones en bienes de capital durante el tercer trimestre del 2012 totalizaron $363 millones ($277 millones en el 2011), de los cuales $133 millones se invirtieron en la expansión y construcción de infraestructura de producción; $63 millones se invirtieron en actividades de exploración (incluyendo perforación, sísmica y otras actividades de geofísica) en Colombia, Perú y Guatemala; $55 millones en facilidades de superficie; $87 millones fueron destinados a la perforación de desarrollo; y $25 millones en otros proyectos, incluyendo la tecnología de Recuperación Adicional Termal Sincronizada ( STAR ) proyecto piloto en Quifa SO. Adquisición de Portofino. El 23 de julio de 2012, la Compañía firmó un acuerdo de participación vinculante con Petromont para adquirir una participación de 40% en el bloque, costa adentro en Colombia. La transacción consiste en el pago en efectivo de $23.5 millones por costos de exploración pasados, $2.2 millones de obligaciones relacionadas al programa de exploración ya aprobado y una obligación adicional de financiar ciertas facilidades y otras actividades requeridas para el desarrollo del bloque hasta por $45 millones. Esta obligación será recuperada con los ingresos de la producción. Adquisición de PetroMagdalena. El 27 de julio de 2012 la Compañía completó la adquisición de PetroMagdalena por una consideración en efectivo de aproximadamente C$227 millones. El resultado de las operaciones de PetroMagdalena desde la fecha de adquisición están incluidos en nuestros resultados del tercer trimestre. Adquisición Karoon. El 18 de septiembre de 2012, la Compaña suscribió un acuerdo con Karoon para la adquisición del 35% de participación neta en cuatro bloques, con opción de adquirir un interés adicional del 35% en un bloque adicional, localizado costa afuera en el Brasil (los Bloques Karoon ). Bajo los términos del acuerdo, la Compañía pagó $40 millones en efectivo para la cesión y proveerá los fondos para cubrir los costos de dos pozos hasta la suma de $140 millones y la opción de un tercer pozo por $70 millones en los costos del pozo realizado. Inversiones adicionales en el Proyecto Puerto Bahia. Durante el trimestre la Compañía invirtió $70 millones adicionales en acciones de Pacific Infrastructure Inc. ( Pacific Infrastructure ), aumentando nuestra participación patrimonial al 48%. Esto representa una inversión estratégica para la Compañía ya que se obtiene capacidad adicional de almacenamiento y de exportación de petróleo crudo en Cartagena en la costa Caribe Colombiana, al igual que un nuevo oleoducto el cual conectará la actual terminal en Coveñas con Cartagena. Pruebas de STAR en Quifa SO. Durante el tercer trimestre, la Compañía llevó a cabo varias pruebas de inyección de Nitrógeno y concluyó la implementación de los sistemas de seguridad postergando el inicio de la fase térmica de inyección de aire, ahora esperada en el cuarto trimestre del Incentivo Fiscal para proyectos de Investigación y Desarrollo (I&D). Durante septiembre de 2012, el Gobierno colombiano (Colciencias) otorgó a la Compañía un incentivo tributario por su inversión en I&D en la tecnología STAR. El beneficio tributario resultante con respecto a los gastos incurridos se calcula en $23 millones, de los cuales $14 millones han sido registrados en el presente año. 3

4 Pago de dividendos. Dividendos en efectivo por un monto aproximado de $32 millones, ó $0.11 por acción ordinaria fueron pagados el 28 de septiembre de 2012, a los accionistas que se encontraban registrados al 19 de septiembre de Nueva Línea de Crédito Rotativo. El 13 de septiembre de 2012, la Compañía suscribió un Acuerdo de Línea de Crédito y Acuerdo Garantizado con un sindicato de prestamistas y el Bank of América, N.A. por $400 millones y un Acuerdo de Crédito Rotativo por el equivalente en pesos Colombianos de $300 millones con un sindicato de prestamistas colombianos y Sociedad Fiduciaria Bogotá, S.A., como agente administrador. Estas líneas de crédito le permiten a la Compañía significativas ventajas sobre las líneas de crédito reemplazadas, incrementando flexibilidad operativa, mejorando liquidez y será usado en las necesidades de capital en curso, gastos de capital de trabajo y otros propósitos corporativos generales de la Compañía y sus subsidiarias. Pacific Rubiales Energy Corp incluida en el Índice Jantzi Social. En 14 de 2012 la Compañía fue incluida en el Índice Jantzi Social, el cual consiste en aquel que identifica las 60 empresas canadienses que han cumplido un estándar de criterios ambientales, sociales y de gobierno corporativo. Pacific Rubiales logró la Certificación Internacional PPP (Purchasing, Policies and Procedures Certification). El instituto Colegiado de Compras y Suministros (CIPS) del Reino Unido, otorgó a la Compañía la certificación de procedimientos y políticas de compras, debido a sus continuos esfuerzos en el mejoramiento de su cadena de abastecimiento. La Compañía ahora es una de las 104 compañías certificadas alrededor del mundo; 16 de ellas en el sector de energía. 3. Acuerdo de Participación (Farm-in) y Adquisiciones de Negocios Acuerdo de Participación (Farm-in) con Karoon El 18 de septiembre de 2012 la Compañía firmó un acuerdo con Karoon para la adquisición del 35% del porcentaje de participación neta en los bloques Karoon. La transacción consiste de un pago en efectivo por $40 millones a Karoon el cual se efectuó el 1 de octubre de 2012, en contraprestación por la cesión, y adicionalmente se asumen los costos de los pozos hasta por $70 millones por cada uno de los pozos exploratorios Kangaroo y Cassowary/Emu, para un total en costos de perforación hasta por $140 millones. Después de asumir los costos de los primeros $70 millones para cada uno de los primeros dos pozos, la Compañía proveerá en lo sucesivo, fondos para el 35% del total de gastos. La Compañía podrá decidir participar en el tercer pozo incluido en el programa obligatorio de tres pozos, denominado Bilby. Si se ejerce la opción, Pacific Rubiales deberá asumir hasta los primeros $70 millones en costos del pozo Bilby y contribuirá a partir de entonces con el 35% de todos los costos. Un pozo será perforado a finales del presente año y se espera que los dos pozos restantes sean perforados durante el transcurso del año Karoon seguirá siendo el operador de los Bloques Karoon hasta la conclusión del programa exploratorio de tres pozos, momento en el cual Pacific Rubiales tendrá derecho a solicitar ser el operador, sujeto que la Compañía cumpla todos los requisitos legales y de otra naturaleza a satisfacción de la Agencia Nacional de Petróleo ( ANP ) de Brasil. Adquisición de PetroMagdalena El 27 de julio de 2012 la Compañía perfeccionó la adquisición de PetroMagdalena, una compañía de exploración y producción de petróleo y gas con participación en la operación de 19 propiedades en cinco cuencas en Colombia. La adquisición se completó según un acuerdo efectuado bajo la British Columbia Business Corporations Act (Ley de Empresas Comerciales de Columbia Británica). De conformidad con dicho acuerdo la Compañía pagó C$1.60 por cada una de las 140,738,004 acciones ordinarias de PetroMagdalena que en el momento no eran propiedad de la Compañía, por una contraprestación en efectivo de aproximadamente C$227 millones. Junto con las 8,653,516 acciones que la Compañía ya poseía con anterioridad al acuerdo, la Compañía posee ahora el 100% de las acciones emitidas y en circulación de PetroMagdalena. Adicionalmente todas opciones de compra de acciones no ejercidas fueron canceladas bajo los términos del acuerdo por C$0.25 en efectivo, para un total de aproximadamente C$4.8 millones. La Compañía también pagó aproximadamente C$0.1 millones por las opciones que no habían sido ejercidas. Los resultados de la operación de PetroMagdalena desde la adquisición hasta la fecha han sido incluidos en los resultados de la Compañía para el tercer trimestre de Adquisición de Participación de Interés en el bloque Portofino El 23 de julio de 2012, la Compañía firmó un acuerdo de participación vinculante con Petromont para adquirir una participación de 40% en el bloque, costa adentro en Colombia. La transacción consiste en el pago en efectivo de $23.5 millones por costos de exploración pasados, $2.2 millones de obligaciones relacionadas al programa de exploración ya aprobado. Bajo los 4

5 términos del acuerdo, hay una obligación adicional de financiar ciertas facilidades y otras actividades requeridas para el desarrollo del bloque hasta por $45 millones. Esta obligación será recuperada con los ingresos de la producción. Como parte de la transacción, la Compañía pagará una consideración en efectivo de $3.7 millones a Canacol Energy Ltd. para asumir la operación del bloque. La operación del bloque se transferirá a Pacific Rubiales con posterioridad a la perforación de los siguientes cuatro pozos. 4. Actualización sobre las Licencias Ambientales en Colombia La siguiente es una actualización del estado de los permisos ambientales en los cuales la Compañía está gestionando actualmente y los cuales se encuentran en trámite en Colombia ante el ANLA. Pacific Rubiales actualmente realiza doce procesos importantes de licenciamiento ante el ANLA. Todos estos cumplen a cabalidad con los reglamentos y procedimientos que rigen las licencias ambientales en Colombia. Cinco de estas licencias han sido otorgadas y siete están pendientes de otorgar o se encuentran en curso: En el bloque exploratorio CPO-12, la Compañía recibió el 24 de octubre de 2012 la aprobación final de la licencia ambiental, la cual abarca todas las actividades exploratorias en el bloque, permitiendo así a la Compañía perforar los tres pozos exploratorios planificados para este año. Para el Campo Rubiales, la ANLA otorgó el 8 agosto de 2012, la autorización de expandir la capacidad de inyección de agua en 400 Mbbl/d, con los cual se logra una capacidad total de inyección de agua de aproximadamente 2.3MMbbl/d para el campo. Esto permitirá a la Compañía aumentar la producción total de crudo a la meta de 190 Mbbl/d para finales del año. La Compañía también tiene pendiente la aprobación de un caudal de inyección adicional que permitirán aumentos adicionales de la producción en el 2013 y las cuales se esperan sean otorgadas al finalizar el La Compañía espera obtener la modificación de la licencia ambiental para el campo Quifa SO para finales del 2012, permitiendo la expansión de las facilidades de producción para el incremento de la producción. En el bloque E&P CPE-6, la Compañía continua esperando los permisos requeridos para completar el programa establecido para la perforación de seis pozos exploratorios y de evaluación y, la conducción de pruebas extensas de producción en los pozos. 5. Resumen Financiero y Operativo Resumen Financiero El siguiente es un resumen de los resultados financieros de los tres y nueve meses finalizados en 30 de 2012 y 2011: 5

6 Tres Meses Finalizados Nueve Meses Finalizados (en miles de dolares US$ excepto cifras por acción o según se indique) Ventas de petroleo y gas $ 870,369 $ 828,285 $ 2,838,073 $ 2,369,343 EBITDA (1) 483, ,700 1,589,354 1,392,421 EBITDA Margen (EBITDA/Ingresos) 56% 56% 56% 59% Por acción - básica ($) (2) diluida($) Utilidad Neta (3) 68, , , ,502 Por acción - básica ($) (2) diluida ($) Flujo de caja de las operaciones 417, ,451 1,125, ,527 Por acción - básica ($) (2) diluida ($) Utilidad neta ajustada de las operaciones 130, , , ,197 Por acción - basica($) (2) diluida ($) Rubros no-operativos 61,890 (30,540) 63, ,695 Flujo de fondos de las operaciones (1) 348, ,930 1,156,012 1,016,839 Por acción - basica($) (2) diluida($) Utilidad Operativa Neta Ajustada La utilidad operativa neta ajustada es una medición financiera que no hace parte de las IFRS, que representa las utilidades netas ajustadas de acuerdo a ciertos rubros de naturaleza no operativa, incluyendo rubros no monetarios. La Compañía evalúa su desempeño con base en la utilidad operativa neta ajustada. La reconciliación de la Utilidad Operativa Neta Ajustada enumera los efectos de ciertos rubros no-operacionales que se incluyen en los resultados financieros de la Compañía, los cuales pueden no compararse con mediciones similares presentadas por otras compañías. La utilidad neta total para el tercer trimestre del 2012 fue de $68.8 millones que incluyen un número de rubros no-operativos y no-monetarios que totalizan $61.9 millones, principalmente relacionados con ganancias/pérdidas en derivados por ajuste al mercado, en inversiones de capital y el efecto de ganancias y pérdidas en el cambio de divisas. Estos rubros no monetarios pueden o no materializarse u ocurrir nuevamente en periodos futuros. A continuación se presentan las utilidades netas ajustadas de las operaciones: Tres Meses Finalizados Nueve Meses Finalizados (en miles de dolares US$) Utilidad neta ajustada de las operaciones (2) $ 130,707 $ 163,180 $ 614,688 $ 575,197 Rubros No- operativos (Perdida) ganancia en contratos de admin. riesgos (26,806) 63,027 23,793 55,289 Compensaciones basadas en acciones (1,036) (1,075) (32,049) (48,467) Impuesto al patrimonio (68,446) Ganacia (pérdida) cambio de divisas 3,929 (44,271) (12,844) (41,841) (Pérdida) ganancia por inversion patrimonial (37,977) 12,859 (42,082) 1,770 Total rubros no-operativos $ (61,890) $ 30,540 $ (63,182) $ (101,695) Utilidad neta reportada $ 68,817 $ 193,720 $ 551,506 $ 473,502 (1) Ver Mediciones Financieras Adicionales en la página 28. (2) El número promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación en el segundo trimestre finalizado el 30 de septiembre, 2012 y 2011 fue 295,022,739 (totalmente diluidas 302,872,969) y 270,967,710 (totalmente diluidas 298,413,561), respectivamente. (3) Utilidades netas del tercer trimestre de 2012 incluye una pérdida neta de $38 millones de inversiones patrimoniales como lo requiere las reglas contables de IFRS. 6

7 Resumen Operativo La Compañía produce y vende petróleo y gas natural. También compra petróleo crudo a terceros para ser utilizado como diluente y para fines comerciales. El netback operativo combinado del petróleo crudo y gas mejoró durante el tercer trimestre del 2012 a $61.42/bpe, un aumento del 14% en comparación con el mismo periodo del El netback operativo del petróleo crudo durante el tercer trimestre del 2012 fue $64.70/bbl, 15% mayor en comparación con el mismo periodo del 2011 ($56.12/bbl). El netback operativo del gas natural fue $34.27/bpe, un incremento del 0.4% en comparación con el tercer trimestre del 2011 ($34.15/bpe). Los costos totales de operación por barril se mantienen estables año a año en un rango promedio de $35-$37 por barril, a pesar del incremento en los costos de tratamiento de agua y transporte dentro del campo, debido a optimizaciones resultantes en otros costos. A continuación se presenta el netback operativo del petróleo, gas y volúmenes comercializados para los tres meses finalizados el 30 de septiembre de 2012: Combinado del petróleo crudo y gas (bpe) Tres Meses Finalizados en Crudo Gas Combinado (7) Combinado Promedio de producción diaria vendida (bpe/día) (1) 89,045 10,775 99, ,553 Netback operativo ($/bpe) Precio de venta del crudo y gas natural Costo de producción de barriles vendidos (2) Transporte (camiones y oleoducto) (3) Costos de diluentes (4) Otros costos (5) (1.26) 2.85 (0.82) 2.23 Overlift/Underlift (6) Netback operativo de petroleo crudo y gas ($/bpe) (8) (1) La información del netback operativo combinado se basa en el volumen promedio ponderado diario vendido, el cual incluye los diluentes necesarios para mejorar la calidad de la mezcla Rubiales. (2) Los costos de producción principalmente corresponden a costos de levantamiento y otros costos de producción como personal, energía, consumo de combustibles, seguridad, seguros y otros. El aumento de los costos de crudo se atribuye principalmente por los costos asociados a la disposición de en los campos Rubiales y Quifa, con un mayor consumo de energía y de combustibles en comparación con el mismo periodo del año (3) Incluye los costos de transporte de petróleo crudo y gas por medio de oleoductos y carro tanques incurridos por la Compañía para llevar los productos al punto de entrega al cliente. (4) Los costos netos de dilución del crudo Rubiales se redujeron en un 39%, de $4.22 por bbl en el tercer trimestre del 2011 a $2.56 por bbl en este periodo. Esta reducción es el resultado del aumento del uso de gasolina natural (92%) la cual se compra a mejores precios que el crudo local utilizado como diluente durante el 2011, la tasa de dilución se mejoró un 14.6%, según se indica en la tabla presentada a continuación: Costo de dilución neto ajustado Tres Meses Finalizados en (US$/bbl) (US$/bbl) Promedio de compra del diluyente Derechos de oleoducto Promedio del precio de venta de Rubiales Blend (101.67) (93.97) Costo de dilución neto por barril Porcentaje promedio de dilución 14.6% 22.7% Costo neto de dilución Para efectos de garantizar los diluentes para la mezcla del crudo Rubiales, la Compañía compró 9,201 bbl/d durante el tercer trimestre del 2012 vs. 10,687 bbl/d durante el mismo periodo del La Compañía incrementó las compras de la gasolina natural (82.1 API) a 8,587 bbl/d y continuó con la compra local (614 bbl/d) de crudos livianos (promedio de 40 API). Los costos de la mezcla fueron del orden de $2.56 por bbl de crudo Rubiales (vs. $4.22/bbl durante el mismo periodo del 2011). (5) Otros costos corresponden principalmente a regalías sobre la producción de gas, mantenimiento de vías externas en el campo Rubiales, fluctuación de inventarios, costos de almacenamiento y el efecto neto de las coberturas de las divisas de los gastos operativos incurridos en pesos colombianos durante el periodo. (6) Corresponde al efecto neto de la posición de overlift para el periodo, el cual asciende a $4.8 millones, y que a su vez generó una reducción de $0.53/bpe en los costos combinados según se explica en la sección Discusión de los Resultados Financieros del Tercer Trimestre del 2012 Posición Financiera Costos Operativos en la página 18. (7) El promedio del volumen diario, incluyen los volúmenes relacionados con PetroMagdalena desde su adquisición el 27 de julio de 2012, representando un periodo de 65 días. (8) Durante el tercer trimestre del 2012 la Compañía no llevo a cabo actividades de comercialización de petróleo crudo. La siguiente es una reconciliación de los volúmenes producidos o comprados en Colombia vs. volúmenes vendidos durante el tercer trimestre del 2012; incluyendo un desglose de petróleo crudo producido, diluentes y la comercialización petróleo crudo: 7

8 Producción y volúmenes de ventas (bpe/día) (1) Tres Meses Finalizados en Crudo Gas Combinado Combinado Producción promedio total 229,570 11, , ,136 Producción antes de regalías y PAP 105,592 10, , ,957 Producción neta promedio (después de regalías y consumos del campo) 85,067 10,681 95,748 87,159 Inventario inicial (inventario final al 30 de junio) 15,541-15,541 20,866 Producción neta promedio (después de regalías y consumos del campo) 85,067 10,681 95,748 87,159 Adquisición Petromagdalena (inventario inicial al 27 de julio de 2012) Compras de diluyente y crudo para comercialización (1) 12,884-12,884 22,322 Otros movimientos de inventario (1) (1,320) 94 (1,226) 53 Inventario final al 30 de septiembre (23,419) - (23,419) (28,847) Volumen de ventas diarias promedio (bpe/día) 89,045 10,775 99, ,553 La siguiente tabla presenta un desglose de los volúmenes de venta por petróleo crudo producido, diluentes y la comercialización de y petróleo crudo durante el tercer trimestre del 2012: Producción y volúmenes de ventas (bpe/día) (1) Tres Meses Finalizados en 2012 Producción de Diluente y petroleo Comercial Total Inventario inicial (inventario final al 30 de Junio) 11,956 3,585 15,541 Producción neta promedio (después de regalías y consumos del campo) 85,067-85,067 Adquisición Petromagdalena (inventario inicial al 27 de julio de 2012) Compras de diluyente y crudo para comercialización (1) - 12,884 12,884 Otros movimientos de inventario (1) (430) (890) (1,320) Inventario final al 30 de septiembre (16,938) (6,481) (23,419) Volumen de ventas diarias promedio (bpe/día) 79,947 9,098 89,045 (1) Ver detalles adicionales en Movimientos de Inventario en la página 12. Para mayor detalle de cómo la Compañía ha calculado la producción diaria promedio, por favor consulte la sección titulada Producción a partir de la página 12. En el Perú, la producción promedio neta después de regalías alcanzó 1,394 bbl/d (2,845 bbl/d producción total del campo) proveniente de la adquisición del 49% del porcentaje de participación en el Bloque Z-1, efectivo a partir de enero 1 de Los ingresos y la producción de Perú serán reconocidos al cierre de la negociación del bloque Z-1, la cual está sujeta a la aprobación por parte de las autoridades peruanas correspondientes. La solicitud de esta aprobación ya ha sido radicada y ésta en proceso. Regalías y Asignación de Volúmenes Regalías Las actuales tasas de regalías aplicables a los hidrocarburos producidos en Colombia por la Compañía oscilan entre el 5% y el 20%, y en el Perú la tasa es del 5%. Las regalías sobre la producción representan el derecho de los respectivos gobiernos sobre una porción de la participación en la producción de la Compañía y se registran utilizando las tasas vigentes según los términos del contrato y la legislación aplicable en el momento del descubrimiento del hidrocarburo. En Colombia las regalías del petróleo crudo pueden pagarse en especie mientras que las de gas natural se cancelan en efectivo. En el Perú las regalías para el petróleo y el gas son calculadas usando un 5% sobre los ingresos brutos totales y el gobierno permite que las compañías paguen en especie o en efectivo; sin embargo, la práctica actual es pagar las regalías en efectivo. Participación Adicional en la Producción del Campo Quifa SO La participación de la Compañía en la producción antes de regalías en el campo Quifa SO es del 60%; sin embargo, esta participación puede disminuir ocasionalmente si se activa la cláusula de precios altos (el PAP ) establecida en el Contrato de Asociación Quifa. El 27 de de 2011, Ecopetrol y la Compañía acordaron dar inicio a un proceso de arbitramiento con el propósito de definir las diferencias en la interpretación de la cláusula PAP del Contrato de Asociación Quifa y su efecto sobre la división de la producción. En abril 12 de 2012, la Compañía inició un proceso de arbitramiento ante la Cámara de Comercio de Bogotá. Este proceso de arbitramiento se estima que tomará entre seis y doce meses, para su conclusión. 8

9 Mientras dicho arbitramiento sigue su curso, ambas compañías han acordado aplicar la fórmula utilizada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (la ANH ) para asignar la participación adicional a Ecopetrol a partir de la activación de la cláusula de precios altos, la cual se llevó a cabo en abril del Los volúmenes correspondientes a Ecopetrol de conformidad con la fórmula de la ANH entre abril 1 de 2011 y septiembre 30 de 2012 han sido totalmente entregados a Ecopetrol a través de una reducción en la participación neta de la producción. 6. Discusión de los Resultados del Tercer Trimestre del 2012 Exploración Durante el tercer trimestre del 2012, la Compañía continuó su actividad exploratoria en los bloques Quifa, Sabanero, Arrendajo, Muisca, COR-15, COR-24 y Portofino en Colombia; en los bloques N y O en Guatemala; y en los bloques 138, 135 y Z-1 en el Perú. A continuación se presenta un resumen de la campaña exploratoria llevada a cabo durante el tercer trimestre del Colombia En el bloque Quifa, la Compañía perforó cuatro pozos de evaluación en los prospectos F y Q con el fin de completar la campaña de perforación de evaluación en este sector del bloque. Como resultado de la exitosa campaña de perforación exploratoria llevada a cabo durante el , el 15 de agosto de 2012, el comité ejecutivo del Contrato de Asociación Quifa aprobó la comercialización del campo Cajúa localizado en el sector norte de Quifa, con un área total de 37,761 acres, donde la Compañía espera lograr una producción base de 15 Mbbl/d (producción total de campo) durante el próximo año. Con el campo Cajúa, la Compañía ha alcanzado un nuevo hito en su estrategia de continuar incorporando nuevas áreas a su producción. Igualmente en la misma fecha, el comité ejecutivo aprobó una extensión de dos años del periodo de exploración en el bloque Quifa, lo cual le permitirá a la Compañía desarrollar actividades adicionales de exploración encaminadas a confirmar la existencia de nuevos campos comerciales en dicha área. En el Bloque Sabanero, Maurel et Prom Colombia B.V. ( Maurel et Prom ), el operador del Contrato, perforó 2 pozos de evaluación en el prospecto Sabanero, e inició la adquisición de 247 km de sísmica 2D en el sector norte del bloque. Todos los pozos de evaluación fueron exitosos y se encuentran en la etapa de pruebas extensas. En el bloque Arrendajo, la Compañía perforó y registró el pozo de evaluación Azor-2 localizado en el prospecto Azor. El pozo encontró las arenas de la formación Carbonera C-5 a 19 pies de profundidad vertical del pozo exploratorio Azor-1 e identifico 15 pies de zona productora sin indicación del contacto petróleo-agua. El pozo se encuentra en la etapa de pruebas extensas, produciendo un promedio de 619 bbl/d de crudo con 34 o API. En el bloque Muisca, el cual es operado por Maurel et Prom, fue iniciado el estudio de 250 km 2 de sísmica 3D, en una área poblada (aproximadamente 20,000 propiedades se verán afectadas), donde se espera encontrar desafíos tanto topográficos como ambientales. Se espera que este estudio sísmico concluya a finales del En el bloque COR-15, operado por Maurel et Prom, la Compañía continua la interpretación de 176 km 2 de sísmica 3D. Igualmente, en los bloques COR-15 y COR-24, se completó la contratación de un estudio de aerogravimetría y aeromagnetico, la entrega de resultado está programada para finales del En el bloque Tacacho, la Compañía decidió reprogramar el pozo estratigráfico planificado, hasta que la evaluación de la nueva sísmica sea obtenida. En el bloque Portofino, donde la Compañía posee el 40% de participación en la operación, Canacol Energy Ltd ( Canacol ), el operador del bloque, perforó el pozo estratigráfico Achote-1 el cual encontró trazas de petróleo en las arenas de la formación Mirador. Canacol planea perforar dos pozos estratigráficos adicionales en este bloque durante el cuarto trimestre del Canacol continúa con la adquisición de 78 Km de datos sísmicos 2D en las porciones norte y sur del bloque y 45 Km 2 de sísmica 3D en la porción sur del bloque. Guatemala En los bloques de Guatemala (N y O-10-96) la Compañía por intermedio del operador (Compañía Petrolera del Atlántico S.A. ( CPA )), completó un estudio de 324 Km de Sísmica 2D, continuó con el estudio hiperspectral de 275 km 2 (85%) e igualmente inició el diseño y contratación de un pozo exploratorio, el cual está programado para ser perforado durante el segundo trimestre del

10 Perú En el Bloque 138, la Compañía continúa trabajando en la aprobación del Plan de Manejo Ambiental requerida para la perforación del pozo exploratorio, Yahuish 1. Se espera recibir dicha aprobación para finales del presente año. Las obras civiles para la base logística se iniciaron en del En el bloque 135, la Compañía espera dar inicio a la adquisición de 789 km de sísmica 2D a finales del año, después de haber recibido licencias de operación. En el bloque Z1, la Compañía actualmente se encuentra realizando el procesamiento e interpretación de aproximadamente 1,142 km 2 de información sísmica 3D adquirida recientemente por BPZ (operador). Adicionalmente se adquirirán 462 km 2 de información sísmica 3D, antes del final del año, cubriendo así la totalidad del bloque. Brasil En los cinco bloques costa afuera del Brasil, Karoon está solicitando las licencias para perforar el pozo Kangaroo 1, el cual será el primer pozo exploratorio perforado por la Compañía en la Cuenca Santos. La Compañía también tiene programado la perforación de dos pozos adicionales: los pozos Emmu/Cassowary 1 y Bilby 1. El pozo Kangaroo 1 posee múltiples objetivos en las zonas productoras por encima de la capa de sal, con varios niveles geológicos, incluyendo los pisos geológicos Campanian, Maestrichtian, Eoceno y Mioceno. El pozo Kangaroo 1 dará cumplimiento al programa de trabajo obligatorio para los Bloques S-M-1101 y S-M-1165 y, se espera dar inició a su perforación a finales del presente año. Papua Nueva Guinea Durante el tercer trimestre del 2012, InterOil Corporation ( InterOil ), el operador registrado del bloque, probó gas y condensado de gas en la sección superior del yacimiento encontrado por el pozo exploratorio Triceratops-2, cuyos resultado indican una índice promedio de 17,6 MMcf/d de gas y una índice de condensado de 13.6 a 16.3 bbl por MMcf. Estos índices se comparan favorablemente con pruebas equivalentes de los intervalos en la estructura Elk/Antelope localizada a lo largo de la tendencia. InterOil planea realizar pruebas en la zona inferior del condensado durante los primeros meses del Después de los resultados obtenidos en el pozo Triceratops-2, la Compañía actualmente se encuentra actualizando el modelo geológico y estructural con el propósito de definir la ubicación del próximo pozo exploratorio Triceratops-3. Los resultados de las perforaciones durante los tres y nueve meses finalizados en septiembre 30 de 2012 y 2011 son los siguientes: Tres Meses Finalizados Nueve Meses Finalizados Pozos exploratorios exitosos Pozos de evaluación exitosos (1) Pozos estratigráficos exitosos Pozos secos Total Indice de éxito 88% 83% 84% 82% (1) Incluye pozos de evaluación horizontales. Detalles de los Pozos Exploratorios/Evaluación perforados durante el Tercer Trimestre del 2012 No de Pozo Bloque Área / Campo/ Prospecto Nombre del Pozo Tipo (2) Profundidad TVDSS (Piés) Resultado Neto (Piés) (2) 1 Quifa Ambar Quifa Norte AMBAR-25H Evaluación HZ 2, Quifa Ambar Quifa Norte AMBAR-26HST Evaluación HZ 2, Quifa Ambar Quifa Norte AMBAR-27H Evaluación HZ 2, Quifa Ambar Quifa Norte OPALO-16H Evaluación HZ 2, Sabanero (1) Sabanero SABANERO-6D1 Evaluación 2, Sabanero (1) Sabanero SABANERO-6D2 Evaluación 2, Arrendajo Azor AZOR-2 Evaluación 5, Portofino Achote ACHOTE-1 Estratigrafico 3,394 0 (1) La Compañía posee el % del porcentaje de participación en Maurel et Prom, la cual indirectamente posee el % de la participación en la operación del bloque Sabanero. 10

11 (2) Pozos denominados HZ corresponden a pozos perforados horizontalmente. Resultado representa el estimado del resultado encontrado en las secciones perforadas horizontal (HZ) ó vertical. Producción Producción Promedio Diaria de Petróleo y Gas Volumen Neto Antes y Después de Regalías Colombia La producción neta promedio después de regalías alcanzo la cifra de 95,748 bpe/d (240,975 bpe/d producción total de campo) representando un crecimiento aproximado del 10% en comparación con el mismo periodo del año anterior. El crecimiento en la producción es principalmente atribuible a la perforación de 129 pozos productores en el campo Rubiales, 51 pozos productores en el campo Quifa SO y 5 pozos en el campo Cajua durante el mismo periodo; al igual que un aumento en la capacidad de las instalaciones de producción en Rubiales y Quifa. La producción neta de los campos Rubiales y Quifa aumentó un 6%, mientras que la producción del campo de gas natural La Creciente disminuyó en un 5% en comparación con el 2011, esto último debido al cierre programado de 3 días en la planta de gas La Creciente por razones de mantenimiento. Una vez la Compañía obtuvo el permiso ambiental de inyectar 400 mil barriles por día de agua, el total de producción para campo Rubiales incrementó de 171,871 bbl/d, reportado durante el tercer trimestre de 2012, a una producción actual de 188,180 bbl/d. La producción de los campos Rubiales y Quifa SO, y otros campos productores aumenta en comparación con lo reportado durante el segundo trimestre del Lo anterior se debe principalmente a la modificación de la licencia de disposición de agua en el campo Rubiales, la cual permite la inyección adicional de 400 mil barriles de agua por día. La Compañía ha recibido permisos ambientales para la disposición de aproximadamente 2.3 millones de barriles agua por día, la mayoría de los cuales son reinyectados en la subsuperficie; La Compañía presentó una modificación a la licencia por 1 millón de barriles adicionales por día, la cual se espera sea otorgada para finales del presente año. En el bloque Quifa, se espera recibir una licencia de construcción adicional de facilidades de producción al final del presente año, incluyendo los permisos de disposición de agua. Adicionalmente, el 15 de agosto de 2012 se declaró la comercialidad del campo Cajúa localizado en el área norte del bloque Quifa. La producción después de regalías aportada por la adquisición de PetroMagdalena totalizó 3,198 bpe/d (producción total de campo de 6,273 bpe/d) al 30 de septiembre de 2012, lo cual representa el 3.29% del total de la producción después de regalías reportada por la Compañía durante este trimestre. Perú La producción reflejada en la siguiente tabla corresponde al 49% de la producción estimada atribuible a la Compañía proveniente del Bloque Z-1 de conformidad con el Acuerdo de Compra de Acciones ( SPA ) suscrito el 27 de abril de 2012 con la Compañía y BPZ. Según los términos de este SPA: (i) al cierre, los ingresos y gastos operativos serán distribuidos a cada socio conforme a su porcentaje de participación y (ii) una vez otorgadas las respectivas aprobaciones por parte de las autoridades peruanas, la Compañía tendrá derecho a un 49% de participación en la producción de hidrocarburos del Contrato de Licencia Z-1, fecha efectiva enero 1 de Los ingresos ó costos de la producción del Bloque Z-1 aún no han sido reconocidos en los resultados financieros de la Compañía debido a que la titularidad de los derechos está sujeta a la aprobación de las autoridades peruanas aplicables. La producción del tercer trimestre del 2012 correspondiente al Bloque Z-1, promedió 1,394 bbl/d (producción total de campo 2,845 bbl/d). Se espera incrementar la producción durante el cuarto trimestre del 2012 por medio de los reacondicionamientos de cinco pozos que se llevan a cabo en el campo Corvina y que se iniciaron durante el tercer trimestre. Una nueva plataforma de perforación y operación (CX15) hizo su arribó a finales de septiembre y BPZ lleva a cabo el proceso de obtener los permisos ambientales con el fin de iniciar su operación en el cuarto trimestre del Una vez otorgadas las respectivas aprobaciones por parte de las autoridades peruanas, los ingresos, gastos y producción se verán reflejados en los resultados de la Compañía de conformidad con los respectivos porcentajes de participación de los socios. La siguiente tabla presenta la producción promedio registrada durante los tres meses finalizados en septiembre 30 de 2012, en todos los campos productores de la Compañía, localizados en Colombia y en Perú: 11

12 Producción total del campo Promedio Producción 3T (en bpe/d) Participacion antes de regalias (1) Participación neta despúes de regalías Campos productores - Colombia 3T T T T T T 2011 Rubiales / Piriri 171, ,343 71,876 68,958 57,501 55,166 Quifa (2) 45,398 35,222 27,099 20,996 21,491 19,241 La Creciente (3) 10,498 11,053 10,318 10,860 10,316 10,857 Cubiro 4,312-2,741-2,522 - Cajua 2,621-1,572-1,478 - Abanico 1,525 2, Rio Ceibas - 1, Sabanero (4) 1, Dindal / Rio Seco 1,083 1, Arrendajo Otros campos productores (5) 1, Total produccion - Colombia 240, , , ,957 95,748 87,159 Campos productores - Perú (ver nota abajo) Bloque Z-1 (6) 2,845-1,394-1,394 - Total producción - Perú 2,845-1,394-1,394 - Total producción Colombia y Perú 243, , , ,957 97,142 87,159 (1) La participación antes de regalías es neta del consumo interno del campo. (2) Incluye el campo Quifa SO y la producción inicial de los prospectos en Quifa Norte. La participación de la Compañía antes de regalías en el Campo Quifa SO es del 60% y disminuye según una cláusula de precios altos la cual asigna producción adicional a Ecopetrol. (3) Las regalías de la producción de gas del campo La Creciente son pagables en efectivo y se contabilizan como parte de los costos de producción. Las regalías de los condensados se pagan en especie, lo cual representa un pequeño impacto en la participación neta después de regalías. La Compañía completo el 70% del proyecto para incrementar la capacidad del proceso a 100 MMcf/d en la Estación La Creciente. (4) La Compañía posee el % del porcentaje de participación en Maurel et Prom, la cual indirectamente posee el % de la participación en la operación del bloque Sabanero. (5) Otros campos productores corresponden a activos productores localizados en los bloques Cerrito, Moriche, Las Quinchas, Arrendajo, Guasimo, y Buganviles. También incluye los bloques recientemente adquiridos en PetroMagdalena Energy Corp. tales como los bloques Carbonera, Carbonera La Silla, La Punta y Yamu (La Punta y Yamu no son bloques operados). Con sujeción a la aprobación de Ecopetrol y la ANH, la Compañía ha iniciado la desinversión de su participación en los bloques Moriche, Las Quinchas, Guasimo y Chipalo. (6) El Bloque Z-1 incluye los campos Corvina y Albacora operados por BPZ y en los cuales la Compañía adquirió un porcentaje de participación indiviso del 49% el 27 de abril de 2012, sujeto a las aprobaciones gubernamentales. Una vez se logre el cierre de la transacción, la Compañía o cualquiera de sus subsidiarias será el gerente de operaciones técnicas de conformidad con un Acuerdo de Servicios de Operación. Las regalías aplicables en el Perú se pagan en efectivo y se contabilizan como parte de los costos de producción. (7) El volumen diario promedio de la Compañía, incluye el volumen diario promedio de PetroMagdalena desde el 27 de julio de 2012 al 30 de septiembre de 2012 (un periodo de 65 días) de bpe/d (6.273 total producción campo), los cuales han sido calculados dividiendo la producción agregada de PetroMagdalena de bpe ( total producción campo) sobre un periodo de 65 días desde la fecha de adquisición. El volumen promedio de PetroMagdalena para el trimestre (calculado sobre 92 días) fue bpe/d (4.432 bpe total producción campo). (8) El término bpe se utiliza en este Informe de Gestión. El bpe puede desorientar, en particular si se usa de manera aislada. La proporción de conversión de piés cúbicos a bpe está basada en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable en la punta del quemador y no representa un valor de equivalencia en la cabeza de pozo. En este Informe de Gestión expresamos el bpe utilizando la tasa de conversión estándar de 5.7 Mcf: 1 bbl requerido por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia. Saldo de Existencias y Ventas La siguiente es la reconciliación de la Compañía de los bpe producidos vs. los bpe vendidos durante los tres meses finalizados el 30 de septiembre de 2012: 12

13 3T Movimientos de Inventario Total bpe Promedio día Neto Neto Inventario final al 30 de junio de ,429,756 Transacciones en 3T 2012 Producción neta de petróleo y gas (1) 8,722,288 95,748 Liquidación del overlift al 30 de junio de 2012 (2) (18,540) (202) Adquisición Petromagdalena (inventario inicial al 27 de julio de 2012) 12, Compra de diluentes 846,529 9,201 Compras de crudo para comercialización 338,865 3,683 Ventas totales activos productivos (3) (9,149,023) (99,820) Ventas totales activos exploratorios (4) (22,022) (335) Overlift al 30 de septiembre de 2012 (5) 77,179 1,127 Compensación volumetrica y ganancias (pérdidas) operacionales (6) (83,157) (1,816) Inventario final al 30 de septiembre de ,154,535 Inventario permanente (inventario operacional) (1,850,437) Inventario final disponible para la venta al 30 de septiembre de 2012 (7) 304,098 (1) Para mayor detalle de cómo la Compañía ha calculado la producción diaria promedio, por favor consulte la sección titulada Producción a partir de la página 12. (2) Este volumen corresponde a la liquidación del overlift para el petróleo crudo al 30 de junio de 2012, lo cual significó un menor volumen de ventas durante el periodo en el cual fue liquidado. (3) Incluye la venta de petróleo crudo y gas producidos en campos productores más diluentes. (4) Incluye la venta de petróleo crudo producido de pozos exploratorios exitosos bajo pruebas de producción extensas. Las ventas del volumen de las pruebas extensas se registra como menor valor de la inversión de conformidad con las reglas contables IFRS. (5) Este volumen corresponde a un overlift neto de 18,540 bpe de petróleo crudo y gas al 30 de septiembre de 2012, el cual será liquidado en periodos futuros. (6) Incluye pérdidas o ganancias por el periodo, como también el efecto del cálculo de los volúmenes promedios diarios relacionados con PetroMagdalena desde la fecha de adquisición, el 27 de julio de 2012, que representan un periodo de 65 días. (7) Corresponde al inventario de crudo en tanques al finalizar septiembre de 2012: en los campos y en el Terminal Coveñas al igual que el inventario permanente en los sistemas de oleoductos de alrededor de 1.85 MMbbl. Actividad Comercial Generalidades del Mercado durante el Tercer Trimestre del 2012 Durante el tercer trimestre del 2012, los precios del petróleo crudo WTI fueron presionados moderadamente a la baja debido al débil crecimiento económico a nivel mundial generado por las inquietudes que representa la crisis de la deuda europea y los indicios de la desaceleración del crecimiento en China, dos eventos que pueden tener efectos sobre otros países. Los datos macroeconómicos sobre el desempleo y el mercado de vivienda en los Estados Unidos, ha forzado a la Reserva Federal a aflojar las riendas de su política monetaria con el fin de estimular la economía. Por otro lado, los precios del Brent ICE aumentaron debido a las tensiones geopolíticas en el Oriente Medio y las suspensiones inesperadas en la producción del Mar del Norte. Según un reciente reporte de la OPEP, el mercado de hidrocarburos se vio afectado por: los altos inventarios acumulados en la Cuenca del Atlántico; la caída en los niveles de la demanda de las economías OECD y las perspectivas de una débil economía en China, todas las cuales se vieron afectadas por las políticas cambiarias. Las compras de los EEUU de crudos dulces se han reducido debido a los aumentos de la producción domestica de petróleo de esquisto. De acuerdo con la EIA, incluso con el aumento de la producción de petróleo canadiense, la mayoría de crudos canadienses se han dirigido a las refinerías PADD V y PADD II, lo cual ha permitido la colocación de los crudos pesados provenientes de Latín América en la Costa del Golfo de los EEUU ( USGC ). El mercado de crudos cambió de sobre oferta durante el segundo trimestre del 2012 a balance de oferta y demanda durante el tercer trimestre del 2012 y el margen de refinamiento se debilitó durante el periodo. El gobierno norteamericano mantuvo la presión con el fin de exonerar al petróleo crudo del SPR. Durante el tercer trimestre, los efectos de las sanciones de la UE y los EEUU sobre Irán causaron una reducción en la producción de petróleo crudo de Irán durante el tercer trimestre del 2012 de 3.1 MMbbls/d en el segundo trimestre del 2012 a 2.8 MMbbl/d, lo cual en adición a la inestabilidad política de Siria, creo riesgos de alza en los precios. 13

14 A pesar del cambio de planes en el oleoducto Seaway anunciado en EEUU en junio, los inventarios en Cushings continúan aumentando; sin embargo, la capacidad adicional en el sistema ferroviario ha permitido que los crudos de Cushing sean transportados a la Costa del Golfo de EEUU. La capacidad adicional del oleoducto Seaway no es esperada antes de la primera mitad del Los precios WTI disminuyeron en $1.15/bbl a $92.20/bbl durante el tercer trimestre del 2012 de $93.35/bbl en el segundo trimestre del Adicionalmente los precios WTI aumentaron en un $2.66/bbl en comparación con el tercer trimestre del Por otro lado, los precios del Brent ICE aumentaron durante el tercer trimestre del 2012 en $0.66/bbl a $109.42/bbl en comparación con los $108.76/bbl registrados en el segundo trimestre del 2012, y una disminución en $2.67/bbl en comparación con el tercer trimestre del El margen WTI Nymex - Brent ICE se incrementó durante este trimestre en un $1.81/bbl a $17.22/bbl vs. $15.41 durante el segundo trimestre del Los precios de los crudos de Latinoamérica y del USGC disminuyeron levemente en comparación con el WTI. El crudo Maya, el cual se utiliza como referencia para los crudos pesados, se debilitó en relación con el WTI por $0.66/bbl en el tercer trimestre del 2012 a $5.01/bbl versus $5.67/bbl registrado durante el segundo trimestre del 2012, y disminuyó en $3.92/bbl en comparación con un positivo $8.93/bbl de diferencial en el tercer trimestre del Volumen y Precio de Ventas Los siguientes son los precios de referencia promedio del petróleo y gas natural para los tres meses finalizados en septiembre 30 de 2012: 3T 2T Precio Promedio de Petróleo y Gas ($/bbl) ($/bbl) ($/bbl) API Mercado local (1) $ $97.71 $ WTI NYMEX (Promedio ponderado de embarques PRE ) $92.32 $88.65 $ Vasconia (Promedio ponderado de embarques y lotes PRE) (2) $ $99.31 $ Castilla (Promedio ponderado de lotes PRE) (3) $ $93.97 $ Rubiales exportación Barranquilla (Promedio ponderado de embarques PRE) (4) $94.99 $97.37 $ Bunker ( ) (5) $ $ Precio internacional realizado combinado por venta de crudo $ $94.67 $ PRE Ventas de gas natural ($/MMBTU) $7.36 $6.50 $7.38 Precio realizado combinado por la venta de crudo y gas $95.13 $88.66 $96.95 WTI NYMEX ($/bbl) $92.20 $89.54 $93.35 BRENT ICE ($/bbl) $ $ $ Precio de gas regulado ($/MMBTU) (6) $5.96 $3.96 $5.80 Precio promedio de gas natural Henry Hub ($/MMbtu) $2.89 $4.35 $2.35 (1) Precio promedio ponderado de 129,158 bbls de crudo Rubiales y Cubiro vendido en el mercado local (2) Precio promedio ponderado de 22 embarques de petróleo crudo Vasconia. (3) Precio promedio ponderado de 7 embarques de crudo Castilla (4) Precio promedio ponderado de 10 embarque pequeños de petróleo crudo Rubiales (12.5 API) (5) Precio promedio ponderado de 14 entregas de combustible Bunkers (6) El precio de venta del gas natural domestico es referenciado por el PMR para el gas producido en el campo la Guajira. El PMR se modifica cada seis meses con base en la variación del semestre anterior del Combustible Residual de la Costa del Golfo de los EEUU No % sulfuro, Platts. A partir de junio de 2012, la Compañía comenzó a vender el crudo Castilla en términos de ICE Brent para permitir a clientes internacionales, especialmente en Europa y Asia, tener mayor flexibilidad en los precios de los embarques. Esta flexibilidad impactó positivamente nuestra base de clientes y precios. Todas las ofertas recibidas en términos de ICE Brent fueron cambiadas de la referencia de precios del WTI Nymex usando herramientas del mercado libre. El crudo 14

15 Rubiales vendido principalmente en el área del Caribe, se sigue vendiendo en relación a WTI, la principal referencia de crudo para el hemisferio occidental. Durante el tercer trimestre del 2012, las ventas de gas natural alcanzaron un promedio de 60.5 MMcf/d, principalmente provenientes del campo La Creciente, a un precio promedio de $7.36/MMBtu (equivalente a $7.33/MMcf), lo cual representa una prima del 23% por encima del precio domestico regulado ponderado de $5.80/MMbtu para el mes de julio y $6.04 para agosto y septiembre. Este volumen fue levemente menor en comparación con las ventas del trimestre anterior debido al cierre programado de tres días en el campo La Creciente. Volumen de Ventas al Exterior La Compañía vendió 9.1 MMbbl (petróleo y gas) durante el tercer trimestre del 2012, de los cuales 8.03 MMbbl (87%) fueron exportados. Exportación por destino Exportación de petroleo por referencia Destino Volumen Volumen % (MMbbl) Tipo de crudo (MMbbl) % Europa % Castilla Blend % LATAM / Caribe % Vasconia Blend % EEUU % Bunkers % Asia % Rubiales % Total Exportaciones % Total Exportaciones % Transporte de Hidrocarburos Durante el tercer trimestre del 2012, la Compañía transportó 117,546 bbl/d a través de diferentes oleoductos y sistemas de transporte por carro tanque, como se indica a continuación: Transporte de Hidrocarburos Destino Volumen (Mbbl) ODL-OCENSA sistema de oleoductos 66,256 Petróleo transportado por medio del oleoducto ODC 17,139 Petróleo transportado por medio de carrotanques 34,151 Total de hidrocarburos transportados 117,546 A través de las instalaciones de Guaduas se bombearon 30,036 bbl/d de petróleo crudo de la Compañía y de terceros. Esta operación manejó 12,897 bbl/d de tercos, generando una utilidad operacional de $2.4/bbl para la Compañía y un total de utilidades de $3 millones, sin ningún tipo de accidente operacional o ambiental durante este trimestre Los costos de transporte por carrotanque se redujeron en $6.40 millones durante el tercer trimestre del 2012, debido a la renegociación de los fletes. Estos ahorros fueron calculados aplicando la cifra promedio de las tarifas de transporte reducidas de $2.56/bbl al volumen total de crudo transportado por carrotanque durante el periodo. 7. Estado de los Proyectos Proyecto STAR en el Campo Quifa En marzo de 2011, Pacific Rubiales y Ecopetrol acordaron continuar el Proyecto STAR en el Campo Quifa SO como paso previo para expandir la tecnología en el futuro. El proyecto utilizará las instalaciones de producción y la infraestructura existentes. Actualmente se ejecuta una prueba piloto en el campo bajo los términos y condiciones estipuladas en el Contrato de Asociación con Ecopetrol en Quifa. Se realizaron todos los estudios de geología y del yacimiento con la excepción de nuevas simulaciones numéricas las cuales se encuentran en las etapas finales. Las instalaciones de producción y compresión de aire han sido completadas en el área piloto de Quifa y ambas están plenamente operacionales. La Compañía construyó sistemas de seguridad adicionales para el manejo de la segunda fase de producción y han sido contratadas las instalaciones para el tratamiento de fluidos. Esas construcciones necesarias han postergado el inicio de la fase térmica de inyección de aire. Se completó un grupo de nueve pozos y se concluyó una evaluación de producción primaria total y se llevaron a cabo dos pruebas claves. La prueba de vapor se efectuó para determinar la respuesta del yacimiento al proceso termal y la prueba de 15

16 nitrógeno para crear un mínimo de saturación de gas en el pozo con el propósito de facilitar la inyección del aire entrante. Ambas pruebas fueron exitosas, indicando una positiva respuesta del yacimiento iniciando la etapa de inyección de aire anticipada en el cuarto trimestre de Durante el mes de septiembre del presente año, el Gobierno Colombiano a través de Colciencias otorgó a la Compañía un incentivo tributario por su inversión en Investigación y Desarrollo en la tecnología STAR. El incentivo proveerá una deducción adicional del 75% de las cantidades invertidas y la posibilidad de depreciar el activo en su totalidad durante el primer año. El beneficio tiene un límite de $22,9 millones dependiendo de los montos reales invertidos en el proyecto. A la fecha, el beneficio se estima en $14.3 millones, los cuales han sido incluidos en el cálculo actual de impuesto a las ganancias. Oleoducto ODL La participación de la Compañía en el oleoducto ODL es del 35% donde el restante 65% pertenece a Ecopetrol. A septiembre del 2012 se habían transportado un total de 191 MMbbl de crudo diluido desde el campo Rubiales hasta las Estaciones Monterrey y Cusiana. En noviembre del 2009, la junta directiva del ODL aprobó una expansión del oleoducto de 170,000 bbl/d a 340,000 bbl/d. La expansión ha sido completada. Las estaciones auxiliares se operan manualmente y la automatización será puesta en marcha a finales del A septiembre del 2012, el sistema de oleoductos bombeo un total de 59 MMbbl y 35% de este volumen corresponde a la participación en el petróleo crudo de la Compañía. Proyecto Oleoducto Carmentea Araguaney Este nuevo proyecto incluye la extensión del oleoducto existente con tubería nueva de 36 pulgadas y 85 km de longitud, con una capacidad para transportar hasta 460,000 bbl/d entre Cusiana y Araguaney. Esto permitirá el transporte de volúmenes adicionales de crudo entre el Oleoducto ODL y el Oleoducto Bicentenario ( Oleoducto OBC ). A septiembre del 2012, se completó la ingeniería básica del oleoducto y se dio inicio a la etapa de ingeniería detallada. La compra de la tubería se realizara a finales del presente año. Se encuentran en curso los trámites para la obtención de los permisos ambientales. Oleoducto OBC En diciembre del 2010 la Compañía adquirió un 32.88% de participación en el capital de OBC. El OBC es una compañía para propósitos especiales promovida por Ecopetrol, que posee una participación del 55.97%, y cuenta con la participación de otros productores de petróleo que operan en Colombia, quienes controlan la restante participación del 11.15%. El OBC será responsable de la financiación, diseño, construcción y la operación del sistema de transporte de petróleo más moderno de Colombia, el cual se extiende desde Araguaney, en el Departamento del Casanare en el centro de Colombia, hasta el Terminal de Exportación Coveñas en el Caribe. El nuevo oleoducto adicionará 450,000 bbl/d a la capacidad existente de los sistemas de oleoductos que conectan la Cuenca de Los Llanos con los mercados de exportación. Este proyecto el cual ha sido estructurado para ser desarrollado en etapas, incluye un nuevo oleoducto desde la Estación Araguaney hasta el terminal de exportación Coveñas. La extensión total de este nuevo oleoducto está estimada en 976 km en diferentes secciones con diámetros de 30, 36 y 42 pulgadas. La fase 1, la cual incluye un oleoducto de 230 km y 42 pulgadas de diámetro desde Araguaney hasta Banadía se encuentra en construcción. A septiembre de 2012, se habían soldado 160 km del oleoducto, la estación de bombeo se encuentra en expansión y se construyen dos tanques con una capacidad de 600,000 bbl en el terminal Coveñas. El progreso de la construcción de la fase 1 es del 60% a septiembre del El inicio del bombeo en el OBC está proyectado para el segundo trimestre del Petroeléctrica de los Llanos (PEL) Proyecto de Línea de Transmisión de Energía La Compañía constituyó en el 2010 a PEL, una subsidiaria totalmente propia, que será responsable de la construcción y operación de una nueva línea de transmisión de energía de 230 kilovoltios que conectará el campo Rubiales con la red eléctrica nacional de Colombia. La nueva línea de transmisión se originará en la Subestación Chivor y tendrá una extensión de 260 km. La línea incluye dos subestaciones que suministrarán energía tanto a las estaciones auxiliares del Oleoducto ODL, como a la principal subestación de los Campos Rubiales y Quifa. La nueva línea de conducción eléctrica suministrará hasta 192 MVA que se usarán en las actividades de producción y transporte de petróleo. La construcción en el campo se inició en mayo del 2012 y se espera que se concluya durante el tercer trimestre del 2013, y representará una reducción en los costos 16

17 de operación por un estimado de $0.07 KWh. A septiembre del 2012 la subestación de Chivor estaba 90% construida y se habían instalado 65 de las 534 torres proyectadas. Proyecto LNG a Pequeña Escala La Compañía está buscando formas alternativas para monetizar sus existencias de reservas de gas en el campo La Creciente, e igualmente explotar sus otros recursos extensivos de exploración de gas. La Compañía ha dado inicio a un proyecto de gas natural licuado ( LNG ) a pequeña escala el cual será desarrollado en conjunto con Exmar NV ( Exmar ), una compañía experimentada en el transporte y regasificación GNL con base en Bélgica. El proyecto tiene como objetivo el suministro de GNL para la generación de electricidad en América Central y el Caribe. El proyecto comprende un gasoducto de 88 km con un diámetro de 18 pulgadas desde la Creciente hasta Tolu (Costa Atlántica de Colombia, 15 km noroeste de Coveñas) y una Unidad Flotante de Licuefacción y Regasificación y Almacenamiento ( FLRSU ). El FLRSU en Colombia puede conectarse a una Unidad de Almacenamiento Flotante ( FSU ) con el fin de permitir las exportaciones FOB a cargueros de gas de petróleo licuado (145,000 CBM). En marzo 2012 la Compañía firmó un acuerdo tarifario con Exmar. Bajo los términos de este acuerdo, la primera licuefacción de gas está programada para finales del Se ha otorgado el licenciamiento ambiental para la porción costa adentro del gasoducto. La construcción del equipo se lleva a cabo en el territorio chino. Las licencias ambientales para el gasoducto costa afuera (3.5 km) y la concesión del puerto se encuentran en curso. La ingeniería básica para el gasoducto y el muelle costa afuera se iniciará en el tercer trimestre del Inversiones en Bienes de Capital Las inversiones en bienes de capital durante el tercer trimestre de 2012, totalizaron $363.3 millones ($276.7 millones en 2011), de los cuales $133.1 millones se invirtieron en la expansión y construcción de infraestructura de producción, con el fin de garantizar y aumentar la capacidad de producción en los campos Quifa y Rubiales; $62.9 millones se invirtieron en actividades de exploración (incluyendo perforación, sísmica y geofísica) en Colombia, Perú y Guatemala; $55.6 millones en facilidades de superficie; $87.1 millones para perforación de desarrollo; y $24.6 millones en otros proyectos, incluyendo el proyecto STAR. A continuación se presentan los detalles del programa de inversiones en bienes de capital para el 2012 y el 2011: Tres Meses Finalizados Nueve Meses Finalizados (en miles de dolares US$ ) Instalaciones de producción $ 133,057 $ 124,936 $ 356,213 $ 295,290 Perforación de producción incluyendo adquisición sísmica (1) (2) 62,960 64, , ,238 Instalaciones iniciales y otros (2) 55, ,313 - Perforación de desarrollo 87,114 52, , ,917 Otros proyectos (STAR, Exportación de Gas, PEL) 24,561 34,402 63,031 68,478 Total Inversión en Bienes de Capital 363, , , ,923 (1) Incluye perforación, sísmica y otros geofísicos en Colombia, Perú y Guatemala. (2) Incluye inversión en exploración, adquisición de sísmica y facilidades de superficie de $56 millones in Maurel et Prom donde la Compañía posee un % de participación e indirectamente posee un % de interés en el bloque Sabanero. La siguiente tabla presenta las inversiones en bienes de capital en adquisiciones realizadas durante el tercer trimestre del Los fondos para las adquisiciones principalmente provienen de flujos de efectivo internamente generados de las operaciones. Tres Meses Finalizados Nueve Meses Finalizados September September (en miles de dolares US$ ) Costos de adquisición de los bloques exploratorios de Petromagdalena 226, ,598 - Bloque Z1 (Peru) (1) 35, ,448 - Bloque Portofino (Colombia) 18,395-21,395 - Bloque PPL37 (Papua Nueva Guinea) 20,000-40,077 - Total nuevas adquisiciones en Inversión en Bienes de Capital 300, ,518 - (1) Adquisición de un 49% del porcentaje de participación en el Bloque Z-1, efectivo a partir de enero 1 de Los ingresos y la producción del Perú será reconocida al cierre de la transacción de Bloque Z-1 la cual está sujeta a la aprobación por parte de autoridades peruanas. 17

18 9. Discusión de los Resultados Financieros del Tercer Trimestre del 2012 Ingresos Tres Meses Finalizados Nueve Meses Finalizados (en miles de US$) Ventas netas de crudo y gas $ 870,369 $ 828,285 $ 2,838,073 $ 2,369,343 $ por bpe crudo y gas Las ventas totales de petróleo crudo y gas en el tercer trimestre del 2012 fueron $870.4 millones, un aumento de $42.1 millones en comparación con el mismo periodo del Las ventas netas aumentaron en un 5% a pesar de la leve caída en el volumen vendido, ya que la Compañía obtuvo precios combinados más altos. Los ingresos incluyen un valor de $7.3 millones correspondientes a la adquisición de PetroMagdalena, completada el 27 de julio de 2012, para más detalles relacionados con las ventas de petróleo y gas, por favor ver la sección 4 Actividades Comerciales. El siguiente es un análisis de los propulsores de ingresos durante el tercer trimestre del 2012 en comparación con el mismo periodo del 2011: 3T Diferencias % Cambio Total bpe vendidos (Mbpe) 9,149 9,343 (194) -2% Precio promedio combinado - crudo y gas y comercialización ($/bbl) (6.47) 7% Ingresos totales (000$) 870, ,285 42,084 5% Ingresos aumentan debido al cambio en el volumen y precio para el tercer trimestre del 2012 en comparación con el mismo periodo de 2011, así: Direccionadores del incremento del ingreso (000$): Debido al volumen (17,184) -41% Debido al precio 59, % 42,084 Costos Operativos Tres Meses Finalizados Nueve Meses Finalizados (en miles de US$) Costos operativos crudo y gas $ 303,564 $ 308,612 $ 1,071,407 $ 859,371 (Underlift) Overlift 4,847 18,061 (25,059) 12,770 Costos Totales 308, ,673 1,046, ,141 $ por bpe crudo y gas $ por bpe Under/Overlift (0.87) 0.48 $ Promedio por bpe costo total Los costos operativos totalizaron $308 millones, 6% más bajos comparados con el mismo periodo de Sin embargo la Compañía mantuvo el mismo nivel de costos operativos por bpe producido durante este trimestre en $33.18 (excluyendo comercialización y overlift) en comparación con $33.43 registrado en el segundo trimestre del 2012, y $33.04 para el tercer trimestre del Durante este trimestre, no se llevaron a cabo actividades de comercialización y el nivel de overlift fue significantemente menor en comparación con el mismo periodo del Los costos totales de operación por barril se mantienen estables año a año en un rango promedio de $35-$37 por barril, a pesar del incremento en los costos de tratamiento de agua y transporte dentro del campo, debido a optimizaciones resultantes en otros costos. Agotamiento, Depreciación y Amortización Tres Meses Finalizados Nueve Meses Finalizados (en miles de US$) Agotamiento, depreciación y amortización $ 247,782 $ 147,787 $ 646,144 $ 482,826 $ por bpe

19 Los costos de agotamiento, depreciación y amortización ( DD&A ) durante el tercer trimestre del 2012 fueron $247.8 millones ($147.8 millones en el mismo periodo del 2011). El aumento del 68% en comparación con el 2011 se debió principalmente a las adiciones de propiedades de petróleo y gas sujetas a agotamiento, incluidos los activos adquiridos de PetroMagdalena y al aumento en la producción. Generales y Administrativos Tres Meses Finalizados Nueve Meses Finalizados (en miles de US$) Gastos generales y administrativos $ 78,850 $ 37,912 $ 202,371 $ 104,781 $ por bpe Los gastos generales y administrativos para el tercer trimestre del 2012 fueron $78.9 millones, lo cual representa un aumento de $40.9 millones en comparación con el mismo periodo en el El aumento en el G&A se debe principalmente a: Cerca de la mitad del incremento en el G&A es generado por un mayor número de empleados directos e indirectos durante el 2012 debido al aumento significativo de las actividades de exploración y producción de la Compañía. El total de empleados al 30 de septiembre de 2012 fue 1,973 en comparación con los 1,492 empleados reportados durante el mismo periodo del 2011, lo que significa un 32% de incremento. El incremento remanente fue principalmente de honorarios profesionales adicionales relacionados con varias adquisiciones en Colombia, Brasil, Perú y Papua Nueva Guinea, y un aumento en los costos de oficina, alquiler de oficinas, el personal de campo y asistencia técnica para soporte del crecimiento de la producción y las actividades de exploración. Compensación Basada en Acciones Tres Meses Finalizados Nueve Meses Finalizados (en miles de US$) Compensación basada en acciones $ 1,036 $ 1,075 $ 32,049 $ 48,467 $ por bpe La compensación basada en acciones disminuyó en $0.04 millones o 3.6% a $1.04 millones en comparación con los $1.08 millones registrados en el Gastos por Intereses Tres Meses Finalizados Nueve Meses Finalizados (en miles de US$) Gastos por intereses $ (26,634) $ (24,038) $ (66,966) $ (70,968) $ por bpe (2.91) (2.57) (2.32) (2.66) Los gastos por intereses incluyen los intereses por préstamos bancarios, debentures, Senior Notes, comisión por apertura de créditos rotativos, arrendamientos financieros y comisiones de las cartas de crédito. Para el tercer trimestre del 2012 los gastos por intereses totalizaron $26.6 millones en comparación con los $24.0 millones reportados durante el mismo periodo del El aumento en gastos por intereses en comparación con el 2011 se debió principalmente a los nuevos Senior Notes y facilidades de crédito, como también intereses de PetroMagdalena. 19

20 Gastos por Impuesto al Patrimonio Tres Meses Finalizados Nueve Meses Finalizados (en miles de US$) Impuesto al patrimonio $ - $ - $ - $ (68,446) $ por bpe (2.56) El Congreso Colombiano aprobó una reforma fiscal en diciembre 29 del 2010 que impone una sobretasa sobre el impuesto al patrimonio de las compañías en Colombia. Esta sobretasa aumentó la tasa del impuesto al patrimonio de la Compañía del 4.8% al 6% aplicable sobre el patrimonio neto gravable a partir del 1 de enero de El impuesto total sobre el patrimonio de la Compañía a pagar entre los años 2012 y 2014 suma $45.3 millones, los cuales se pagarán en cuatro cuotas iguales. Sin embargo, la Compañía ha reconocido el total del impuesto al patrimonio a pagar en el estado consolidado de la posición financiera con el correspondiente gasto en el La suma reconocida se calcula descontando los ocho pagos futuros de impuesto al patrimonio del costo ponderado del capital de la Compañía al 10.8%. Cambio de Moneda Extrajera Tres Meses Finalizados Nueve Meses Finalizados (en miles de US$) Cambio de moneda extranjera (pérdidas) ganancias $ 3,929 $ (44,271) $ (12,844) $ (41,841) $ por bpe 0.43 (4.74) (0.45) (1.57) Las pérdidas o ganancias en el cambio de divisas son el resultado de la traducción de activos o pasivos monetarios denominados en divisas extranjeras y la pérdida por la inefectividad de las coberturas en el cambio de divisas. Ganancias en el cambio en moneda extranjera para el tercer trimestre del 2012 fue $3.9 millones comparado con una pérdida de $44.3 millones por el mismo periodo del 2011, principalmente debido a las ganancias/pérdidas no realizadas de los contratos de cobertura en moneda. Gastos por Impuesto a las Ganancias Tres Meses Finalizados Nueve Meses Finalizados (en miles de US$) Impuesto a la renta corriente $ 82,594 $ 108,388 $ 346,301 $ 326,759 Impuesto a la renta diferido (11,531) 18,539 (94,260) (68,167) Total 71, , , ,592 $ por bpe La tasa impositiva en Canadá fue reducida al 26.5% para el 2012 en comparación con el 28.25% para el 2011 y en Colombia se mantuvo en el 33% del ingreso gravable. Los gastos por impuesto a la renta disminuyeron durante el segundo trimestre del 2012, lo cual está en línea con las utilidades de la operación. La tasa impositiva efectiva del 30% en el tercer trimestre del 2012 (28% por el año) comparado con 40% por el tercer trimestre de 2011 (30% nueve meses 2011). La tasa efectiva difiere de la tasa estatutaria debido al efecto permanente de la tasa de cambio sobre el impuesto a las ganancias diferido y a los costos no deducibles para fines impositivos. Durante el mes de septiembre del presente año, el Gobierno Colombiano a través de Colciencias otorgó a la Compañía un incentivo tributario por su inversión en I&D en la tecnología STAR. El incentivo proveerá una deducción adicional del 75% de las cantidades invertidas y la posibilidad de depreciar el activo en su totalidad durante el primer año. El beneficio resultante en los gastos incurridos se estima en $22.9 millones de los cuales $14.3 millones, han sido capturados en el año en curso. El actual impuesto a las ganancias representa la provisión estimada y los impuestos pagados durante el periodo. El actual impuesto a las ganancias disminuyó a $82.6 millones de $108.4 millones durante el mismo periodo del 2011 en línea con los menores ingresos netos imponibles. 20

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