PACIFIC RUBIALES ENERGY CORP.

CONTENIDO

INFORME DE GESTIÓN

Página 1. Prefacio

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2. Resumen Ejecutivo

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3. 3. Visión y Estrategia de la Compañía 8

1.

4. Discusión de los Resultados del Primer Trimestre

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5. Estado de los Proyectos18 6. Reservas

20

7. Discusión de los Resultados Financieros Trimestrales 20 8. Inversiones en Bienes de Capital 28 9. Compromisos y Contingencias

28

10. Contratos de Administración de Riesgos

29

11. Información Trimestral Seleccionada 31 12. Datos de Acciones en Circulación 31 13. Nuevos Pronunciamientos Contables

32

14. Transacciones con Partes Relacionadas

38

15. Controles Internos sobre Reportes Financieros 38 16. Perspectivas

40

17. Mediciones Financieras No- IFRS 41 18. Notificación Legal Información con Miras al Futuro –Declaraciones 42 19. Riesgos e Incertidumbres 43 20. Glosario

18 de Mayo de 2011 Forma 51-102 F1 Para el periodo de tres meses finalizado el 31 de Marzo de 2011

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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 41. 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, para el primer trimestre del 2011 y los estados financieros consolidados anuales auditados del 2010, incluyendo las notas relacionadas. La información financiera presentada se reporta en dólares de los Estados Unidos de América y en conformidad con los Estándares Internacionales de Reportes Financieros (“IFRS”) expedidos 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 en marzo 31 del 2011 y marzo 31 del 2010, a menos que se indique lo contrario. Las siguientes mediciones financieras: (i) EBITDA (acrónimo en inglés); (ii) el flujo de fondos de las operaciones ;y (iii) la ganancia operativa neta de las operaciones referidas en este Informe de Gestión no son prescritas por IFRS y se encuentran descritas en “Mediciones Financieras fuera del IFRS” en la página 41. Toda referencia a barriles netos o producción neta refleja solo la participación de la Compañía en la producción después de descontar regalías y la participación de los socios en la operación. Ver cuadro de abreviaciones y definiciones de términos empleados en la industria petrolera y gasífera en la página 44. Con el fin de proporcionar a los accionistas de la Compañía la más completa información en relación con inversiones futuras potenciales 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. Se contempla la posibilidad que las cantidades 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 28. Los términos tales como “nosotros”, “nuestros”, “Pacific Rubiales” 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. Pacific Rubiales, un compañía con sede en el Canadá, productora de gas natural y petróleo crudo pesado es dueña del 100% de Meta Petroleum Corp., la sucursal colombiana que opera los campos petroleros Rubiales/ Piriri and Quifa en la Cuenca de los Llanos en asociación con Ecopetrol, S.A. (“Ecopetrol”); y Pacific Stratus Energy Colombia Corp. (“Pacific Stratus”), la cual opera el campo gasífero totalmente propio denominado La Creciente localizado al norte de Colombia, al igual que otros capos de petróleo mediano y liviano. La Compañía por medio de una intensa actividad exploratoria y un extenso portafolio de exploración, se enfoca en la identificación de oportunidades primordialmente dentro de la Cuenca de los Llanos Orientales de Colombia, al igual que en otras áreas de Colombia, Guatemala y el norte del Perú. Actualmente, Pacific Rubiales produce aproximadamente 225,000

1    

bpe/d y participa en la operación de 35 bloques en Colombia, 2 bloques en Guatemala y 3 bloques en el Perú. Información adicional referente a la Compañía y radicada ante las autoridades regulatorias de valores en Canadá incluyendo los reportes anuales y trimestrales de la Compañía y el Reporte de Información Anual se encuentra disponible en la página de SEDAR www.sedar.com y www.pacificrubiales.com al igual que en la página de la Superintendencia Financiera de Colombia www.superfinanciera.gov.co. 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 como referencia.

2. Resumen Ejecutivo Resumen Financiero y Operativo Durante el primer trimestre del 2011, se consolido la continua tendencia excepcional de crecimiento de la producción y los éxitos exploratorios en conjunto con el enfoque sostenido de apalancar la destreza operacional con el conocimiento técnico. Los resultados de este periodo remarcan la solidez de la actividad operacional, la capacidad de la Compañía para aumentar la producción y el compromiso de la gerencia de mantener resultados financieros robustos. La Gerencia está comprometida en alcanzar desafiantes objetivos operacionales, mientras se continua desarrollando el ambicioso programa de inversión en exploración y producción (“E&P”), el cual se encuentra cobijado por el más importante enfoque estratégico de la Compañía: El Crecimiento. Los ingresos aumentaron en un 54% alcanzando $583.5 millones en comparación con los $379.4 millones obtenidos durante el mismo periodo del 2010. Este es el resultado del sustancial incremento en la producción y la optimización de las actividades de mercadeo, unido al aumento en el precio de venta combinado de crudo y gas. Los ingresos reportados para el primer trimestre del 2011 fueron afectados por no poder reconocer la venta de un embarque de crudo de 732.934 bbls iniciado a finales de marzo del 2011 pero despachado en la primera semana de abril del 2011. El EBITDA durante el primer trimestre del 2011 totalizó $363 millones lo cual representa un importante aumento del 56% en comparación con un EBITDA de $232 millones reportado durante el primer trimestre del año anterior. Para el primer trimestre del 2011, el EBITDA representa un margen del 62% en comparación con los ingresos totales del periodo, Las ganancias netas antes de los rubros no monetarios ascendieron a $134.2 millones, o $0.50 por acción ordinaria, en comparación con los $98.9 millones reportados el año anterior. Las ganancias netas después de los rubros no monetarios por $203.8 millones representaron una pérdida neta para el periodo de $69.6 millones. Los rubros no monetarios incluyen perdidas no realizadas por ajuste al mercado en derivados por $92.6 millones, el impuesto al patrimonio en Colombia de $68.5 millones totalmente reconocido durante este trimestre, la compensación basada en acciones por $46.7 millones, y el efecto del cambio de divisas por $4 millones. El promedio de producción bruta operada por la compañía durante el primer trimestre del 2011 alcanzo un promedio de 196,272 boe/d, lo cual representa un incremento del 51% comparado con el mismo periodo del año anterior, como resultado de la campaña de perforación de más de 61 pozos de desarrollo, principalmente en los campos de Rubiales y Quifa. La producción operada para el primer trimestre del 2011 se vio afectada de manera negativa debido a los inconvenientes en el transporte terrestre ocasionados por la fuerte temporada invernal que generó un estado de emergencia a nivel nacional, y generando demoras en la expansión del oleoducto OCENSA de 450,000 bbl/d a 560,000 bbl/d. Una vez solucionado los problemas de transporte, la Compañía alcanzó los 225,000 bpe/d de producción bruta operada el 12 de Mayo de 2011, lo cual continúa haciendo la empresa de petróleo y gas con más crecimiento en Colombia, y el segundo mayor operador del país. El netback operativo del petróleo crudo durante el primer trimestre del 2011 fue de $56.20/bbl, un aumento del 22% en comparación con el mismo periodo del 2010, esto como resultado de mayores precios de venta realizados y menores diferenciales con respecto al WTI. El cifra del netback operativo para el gas natural fue de $30.71/bpe, un aumento del 44% en comparación con la cifra reportada para el mismo periodo del 2010. Las inversiones en bienes de capital durante el primer trimestre totalizaron $175.7 millones (2010 - $80.8 millones), de los cuales $75.5 se invirtieron en la expansión y construcción de infraestructura de producción; $41.5 millones fueron para actividades de exploración incluyendo sísmica, aerogravimetría, aeromagnetometría y perforación; al mismo tiempo se invirtieron $56.1 millones en actividades de perforación de producción y se invirtieron $$2.6 millones en otros proyectos

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El 10 de marzo de 2011, la Junta Directiva de la Compañía aprobó el pago de dividendos en efectivo por un monto agregado de $25 millones, o $0.093 por acción ordinaria. Los dividendos se pagaron el 30 de marzo de 2011 a los accionistas registrados al 16 de marzo del 2011.. El 6 de marzo de 2011, la Compañía anunció la radicación de una Notificación de Intención ante la Bolsa de Valores de Toronto (la ”TSX”), para la compra para cancelación de hasta un máximo de 11,598,513, o el 4.3% del total de las acciones ordinarias emitidas y en circulación de la Compañía al 31 de marzo de 2011. A la fecha la Compañía no ha comparado ninguna acción ordinaria, de conformidad con el curso normal de la oferta del emisor. El 31 de marzo de 2011, la Compañía anunció la adquisición del 49.999% de la participación de Maurel et Prom en los bloques Sabanero, Muisca, SSJN-9, CPO-17 y COR-15, localizados tierra adentro en Colombia. El Acuerdo de Compraventa se formalizo el 28 de abril de 2011, sujeto a las aprobaciones legales y regulatorias por parte de la ANH y ciertas aprobaciones contractuales por parte de los socios en Colombia. La Compañía pagará a Maurel et Prom una contraprestación monetaria máxima de $66 millones como reembolsos por costos anteriores de exploración en los bloques incurridos al 31 de marzo de 2011. Adicionalmente, la Compañía asume i) una obligación total de financiamiento de hasta $120 millones durante tres años para actividades de exploración en los bloques SSJN-9, CPO17 and Muisca, ii) una obligación total de financiamiento de las actividades de exploración en los bloques Sabanero y COR-15 con un reembolso proveniente del flujo de caja libre. El 27 de abril de 2011 la Compañía cerró la sindicación de la línea de crédito rotativo no garantiza por una cantidad de $250 millones (la “Línea de Cerdito Rotativo”). El 13 de abril de 2011 la Compañía cerró una enmienda a la Línea de Crédito Rotativo. Como resultado de la demanda generada entre el principal sindicato, el monto de la Línea de Crédito Rotativo fue aumentada de los $250 millones inicialmente comprometidos por los prestamistas a $350 millones y, la Compañía extendió el plazo hasta abril 2013 y redujo tanto la cuota de compromiso como el margen aplicable. A marzo 31 del 2011, la Compañía no había retirado fondos de esta Línea de Crédito Rotativo. La Compañía cree que posee los suficientes recursos para adelantar su plan de capital para el 2011, utilizando los flujos de caja de la Compañía provenientes de las operaciones y la deuda corriente actual. Con respecto a la amplia estrategia de integración de la Compañía (ver la sección “Estrategia” en la página 8), la Compañía pagará el plan de expansión con su propio flujo de efectivo. Sin embargo si se requieren recursos adicionales, los posibles fondos disponibles a la Compañía para financiar inversiones en bienes de capital y operaciones incluyen los flujos de caja de las operaciones, la Línea de Crédito Rotativa, el capital de trabajo existente o incurrir en nueva deuda, y la emisión de acciones ordinarias, si fuese necesario. El 13 de abril de 2011, la Compañía y Ecopetrol anunciaron el acuerdo para llevar a cabo el proyecto piloto el cual utiliza la tecnología denominada Recuperación Adicional Termal Sincronizada (“STAR” siglas en inglés), suministrada por la Compañía, en el campo Quifa localizado en los Llanos Orientales de Colombia. Las dos compañías después de un periodo de investigación y pruebas en los laboratorios de investigación de la Universidad de Calgary, llegaron a la conclusión que la implementación de tecnologías basadas en combustión in-situ, como STAR son una buena opción para aumentar el factor de recuperación en los campos de petróleo crudo pesado en Colombia. Ambas compañías han acordado iniciar lo antes posible el proyecto piloto bajo condiciones reales en el campo Quifa, de acuerdo a los términos, condiciones y obligaciones establecidas en el Contrato de Asociación Quifa entre las dos compañías. El 5 de mayo de 2011 Moody's Investors Service asignó a la Compañía por primera vez una Calificación del Grupo Corporativo de Ba3 con una pronostico positivo.

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El siguiente es un resumen de los resultados financieros de los tres meses finalizados en marzo 31 del 2011: Tres Meses Finalizados Marzo 31 (en miles de dolares US$ excepto cifras por acción o según se indique)

2011

2010

Ventas netas de petroleo y gas (1)

583,549

379,431

EBITDA (2) Margen de EBITDA (EBITDA/Ingresos ) (2) Por acción - basica ($)

362,527 62% 1.35

231,966 61% 0.97

134,221 0.50

98,929 0.41

Ingresos netos (pérdidas) (4) Por acción (3) - basica ($) - diluida ($)

(69,593) (0.26) (0.26)

76,127 0.32 0.30

Flujo de Fondos de las Operaciones Por acción - basica ($)

319,803 1.19

257,599 1.07

Ingresos netos antes rubros no monetarios Por acción - basica ($)

(1) (2) (3)

(4)

(3)

Ver la explicación de detalles adicionales en la Sección “Actividad Comercial” en la página 6. Ver Mediciones Financieras Adicionales en la página 41. Durante el primer trimestre del 2011, las ganancias netas se vieron afectadas por un número de rubros no monetarios los cuales alcanzaron la cifra $203.8 millones representando una pérdida neta para el periodo de $69.6 millones. Los rubros no monetarios del ajuste están principalmente relacionadas con pérdidas no realizadas por ajuste al mercado en derivados por $92.6 millones, el impuesto al patrimonio en Colombia de $68.5 millones totalmente reconocido durante este trimestre, la compensación basada en acciones por $46.7 millones, y el efecto del cambio de divisas por $4 millones (salvo el impuesto al patrimonio, estos rubros no monetarios pueden o no materializarse en periodos futuros). Ver “Medidas Financieras Adicionales” en el página 41. El número promedio ponderado de acciones comunes en circulación en el primer trimestre finalizado el 31 de marzo de 2011 y 2010 fue 267,946,959 (totalmente diluidas – 267,946,959) y 240,126,671 (totalmente diluidas –251,582,984), respectivamente.

Resumen de los Resultados La compañía produce y vende petróleo y gas natural. También compra petróleo y diluentes de terceros con fines comerciales. A continuación se presentan el netback operativo para el primer trimestre del 2011 y la comparación del total combinado para el primer trimestre del 2010:

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Netback Operativo - Petróleo y Gas

Tres meses finalizados Marzo 31, 2011

2011

2011

2010

Petróleo

Gas

Combinado

Combinado

Promedio de producción neta (despues de regalias y consumo de campo)(1)

68,991

10,658

79,648

52,227

Promedio de producción diaria vendida (bpe/día)(1)

71,953

10,794

82,747

65,702

85.58

30.21

78.36

64.17 3.74

Netback Operativo ($/bpe) (2) Precio de venta del crudo y gas natural Costo de producción (3) Transporte (camiones y oleoducto) Costos de diluente Otros costos

(4)

(5)

Overlift/Underlift

(6)

Netback operativo ($/bpe) (1) (2) (3) (4)

(5)

(6)

6.10

1.48

5.50

12.44

0.52

10.88

5.96

15.38

-

13.37

12.83

(2.36)

1.58

(1.84)

0.01

(2.18)

(4.08)

(2.43)

(0.82)

56.20

30.71

52.88

42.45

Ver comentarios adicionales en la página 15. - “Reconciliación de los Volúmenes Producidos Vs Volúmenes Vendidos” La información de netback combinada operativa se basa en el promedio ponderado de la producción diaria vendida, la cual incluye los diluentes necesarios para mejorar la calidad de la mezcla Rubiales. Los costos de producción principalmente corresponden costos de levantamiento y otros costos de producción como personal, energía, seguridad, seguros y otros. Los costos netos de la mezcla se estiman en $3.9 por bbl de crudo Rubiales, considerando un precio promedio de compra para el diluente entregado en el campo Rubiales de $92.83 por barril (Petróleo Crudo Liviano (38º API) y Gasolina Natural (79° API), más la tarifa del transporte y manejo por el oleoducto desde Rubiales hasta Coveñas de $7.76 por barril , menos el precio de venta de la Mezcla Rubiales (Castilla) de $84.38 por barril multiplicado por el porcentage de mezcla promedio Rubiales cercano al 24 %. Otros costos principalmente corresponden a regalías sobre la producción de gas, mantenimiento de vías externas del campo Rubiales, fluctuación de inventarios, y el efecto neto de las coberturas de riesgo de cambio de divisas de los costos operativos incurridos en pesos colombianos durante el periodo. El costo negativo para el crudo de $2.36 por bbl se atribuye principalmente a las ganancias de las coberturas de riesgo de cambio de divisas reconocidas en contra de los gastos operativos durante este periodo. Ver comentarios adicionales en la página 29. – Contratos de Administración de Riesgo de Divisas Corresponde al efecto neto del overlift para el periodo, equivalente a $18.1 millones, lo que generó una reducción en los costos de producción combinados del orden de $2.43 por bpe, según la explicación presentada en la sección “Puntos de Interés del Desarrollo Corporativo – Posición Financiera - Costo de Operaciones” en la página 23.

Exploración Durante el primer trimestre del 2011, la Compañía enfocó su campaña exploratoria en los bloques Rubiales, Quifa, CPE6, La Creciente, Abanico y Buganviles, la cual incluye un total de veinte (20) pozos en dichas áreas. En el Bloque Rubiales-Piriri, se perforaron cinco pozos de evaluación en la zona amortiguadora oriental y austral. Se perforaron los pozos Rub-243, 446, 447 y 448 el la zona amortiguadora austral, fuera del área comercial, mientras que el pozo Rub 363 se perforó en la zona amortiguadora oriental. En el Bloque Quifa, se perforaron siete (7) pozos de evaluación en el área suroccidental, mientras que se perforaron un (1) pozo de evaluación y tres (3) pozos estratigráficos en la parte norte del bloque. Los pozos de evaluación Quifa-036, Quifa-048, Quifa-049ST y Quifa-053 se perforaron en los sectores nororiental y suroccidental del prospecto “H”, mientras que los pozos Quifa-DW1, Quifa-077 y 078 fueron perforados en el límite sur del prospecto “J”. En el sector norte de Quifa, se peforó el pozo de evaluación Jaspe-2 y el pozo estratigráfico Jaspe-3 se perforó en el prospecto “A”; el pozo estratigráfico Zircon-1 se perforó en el prospecto “Q”, y el pozo estratigráfico Ambar-3 (iniciado durante el ultimo trimestre del 2010) se perforó en el prospecto “F”. En el Bloque CPE-6, se perforó el pozo estratigráfico Guairuro-5 en el sector noroccidental del prospecto Guairuro. En el Bloque La Creciente Block, la Compañía concluyó la perforación del pozo exploratorio Apamate-1X. En el Bloque Abanico, la Compañía comenzó la perforación del pozo exploratorio Gecko-1 y en el Bloque Buganviles, la Compañía continuó con la perforación del pozo exploratorio Tuqueque-1X. Adicionalmente, la Compañía completó la adquisición de 649.5 km de 2 sísmica 2D en el Bloque SSJN-3 y en el Bloque 138 del Perú y 130 km de sísmica 3D en el Bloque Arrendajo.

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El programa exploratorio durante el primer trimestre del 2011 dio como resultado catorce (14) éxitos exploratorios: 1) los pozos de evaluación Rub-243, Rub-446, Rub-448 y Rub-363 perforados en la zona amortiguadora austral fuera del área comercial presentaron 23, 16, 16 y 10 pies de formación productiva en las areniscas basales, respectivamente; 2) los pozos Quifa-036, 048, 049ST, 053 y DW-1, localizados en los prospectos “H” y “J”, con 13, 14, 11, 13 y 15 pies de formación productiva neta, respectivamente; 3) El pozo estratigráfico Jaspe-3, localizado en el prospecto “A” en el Bloque Quifa, el cual indicó 29 pies de formación productiva neta en las areniscas de la Carbonera Basal; 4) el pozo estratigráfico Guairuro-5 localizado en el Bloque CPE-6, el cual presentó hidrocarburos en la unidad de areniscas de la Carbonera basal con 14 pies de formación productiva neta.; 5) el pozo exploratorio Apamate-1X localizado en el Bloque La Creciente con 53 pies de zona productiva neta de gas; y 6) el pozo exploratorio Tuqueque-1X localizado en el Bloque Buganviles, con 31 pies de zona productiva neta en la Formación Monserrate y 9 pies en la Formación El Cobre. Las inversiones totales en exploración durante el primer trimestre del 2011 ascendieron a $41.53 millones. Para mayor información ver “Discusión de los Resultados del Primer Trimestre _ Exploración” en la página 9

Producción El aumento en la producción bruta operada de la Compañía durante el primer trimestre del 2011 fue un logro importante, con un promedio de 196,272 bpe/d (79,648 bpe/d neto después de regalías y consumo del campo), es decir 51% por encima de la producción reportada durante el primer trimestre del 2010. El incremento en producción operada se debió principalmente al aumento en la capacidad de producción de los bloques de crudo pesado Rubiales y Quifa en conjunto con la construcción de nuevas instalaciones en ambos campos para procesar el petróleo crudo. La producción continúa aumentando y a mayo 12 de 2011, la Compañía había logrado su más alto nivel histórico al sobrepasar los 225,000 bpe/d de producción operada bruta, lo cual, hace de esta, la Compañía de hidrocarburos de más rápido crecimiento en Colombia, y el segundo más grande operador del país. Durante el primer trimestre del 2011 la Compañía perforó 42 pozos productores en el Campo Rubiales y 19 pozos productores en el campo Quifa. Esto en conjunto con la conclusión de la Instalación Central de Procesamiento en Quifa (“CPF Quifa” siglas en inglés) al igual que la CPF2 en el campo Rubiales, permitirán a la Compañía aumentar la capacidad de producción bruta a 265,000 bpe/d para finales del 2011, lo cual se realizará plenamente en la medida que se complete la expansión del oleoducto OCENSA Para mayor información ver “Discusión de los Resultados del Primer Trimestre - Producción” en la página 13.

Actividad Comercial Durante el primer trimestre del 2011, el precio promedio del WTI Nymex fue $94.60/bbl en comparación con los $78.88/bbl reportados durante el mismo periodo del 2010. El precio promedio por ventas de crudo realizadas durante le primer trimestre del 2011 fue $85.32 por bbl, un aumento del 19% en comparación con los $71.66 por bbl realizados durante el mismo periodo del 2010. Durante primer trimestre del 2011, la Compañía exportó 5.6 millones bbl en ocho embarques de crudo Castilla, cuatro embarques de 110,000 bbl de crudo Rubiales 12.5° API y once pequeños lotes de crudo Rubiales 12.5° API con un promedio de 25,000 bbl cada uno, vendidos por intermedio de otros exportadores (HOCOL, PETROBRAS), lo cual representa un volumen total de 6.3 millones de bbl de petróleo crudo, a un precio de venta promedio de $85.22/bbl, lo cual generó ingresos brutos de aproximadamente $540 millones. El volumen total exportado durante el primer trimestre del 2011 representa un aumento de más del 40% en comparación con el mismo periodo del 2010 (4.5 millones bbl), Durante el primer trimestre del 2011, la Compañía vendió 140,000 bbl de crudo Rubiales en el mercado doméstico colombiano a un precio de venta promedio de $89.48/bbl. Adicionalmente, las ventas de gas natural en el mercado doméstico promediaron 62 mmscf/d producidos en los campos La Creciente, Abanico, Cerrito y Guaduas a un precio promedio de $5.31/mmbtu, en comparación con los 59.5 mmscf/d vendidos a un precio promedio de $4.95/mmbtu durante el mismo periodo del 2010. Para información más detallada ver “Discusión de los Resultados del Cuarto Trimestre – “Actividad Comercial” en la página 15.

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Estado de los Proyectos Proyecto STAR en Quifa En marzo de 2011, Pacific Rubiales y Ecopetrol acordaron continuar el Proyecto STAR en el Campo Quifa como pasom previo para expandir la tecnología en el futuro. El proyecto hará uso pleno de todas las instalaciones de producción y la infraestructura adquirida para el campo Rubiales y llevar a cabo los principales estudios especializados y las pruebas de laboratorio bajo una estrategia expedita. La prueba piloto ejecutada bajo los términos y condiciones existentes del Contrato de Asociación de Ecopetrol en Quifa. El área piloto ya ha sido seleccionada y después de concluir un modelo geológico y de yacimiento, se perforarán inicialmente cuatro (4) productores sincronizadores y un (1) inyector y después de un periodo de 4-5 meses, posiblemente dos pozos más serán perforados como parte del proceso de sincronización STAR. A la fecha, todas las instalaciones de producción e inyección necesarias para la prueba piloto Quifa ya se encuentran en la locación. La preparación de las plataformas para la producción y las instalaciones de los pozos ya habían sido diseñadas y construidas. La instalación de toda la infraestructura comenzará durante el segundo trimestre del 2011, al igual que la perforación de los cinco pozos, lo cual se iniciará tan pronto este disponible el permiso ambiental La Compañía se mantiene comprometida con la implementación de esta tecnología, no solo porque crea un importante valor para la Compañía, sus socios, inversores y el país en general al aumentar las reservas, sino porque la Compañía cree fielmente que una vez implementado el proyecto STAR, este tendrá un impacto muy significativo sobre los factores de recuperación en toda la región de los Llanos. Proyecto Llanomulsion En enero del 2009, la Compañía inició el desarrollo de una fórmula de emulsión especial de transporte (petróleo en agua) que elimina la necesidad de diluentes, como parte de los esfuerzos para minimizar los costos de transporte en el oleoducto ODL mientras al mismo tiempo se maximiza la capacidad de la línea. La fórmula patentada conocida como Llanomulsion aumenta la capacidad del oleoducto al reducir la viscosidad del fluido a un tercio de la viscosidad original del crudo diluido. Se han llevado a cabo pruebas en las principales unidades de bombeo del ODL, utilizando un lote de 3,500 bls de emulsión. El siguiente paso de este avance será una prueba industrial completa en el oleoducto ODL, (un lote de 40,000 de emulsión) programada para el Primer Trimestre del 2011. Se completaron las instalaciones para esta prueba industrial en la CPF-1 en el Campo Rubiales, mientras tanto la instalación de los equipos de deshidratación en la Estación Cusiana se encuentra en la fase de diseño. Ecopetrol ha desarrollado una formula de emulsión que fue probada en las principales unidades de bombeo del, oleoducto ODL con excelente resultados y también será probado en el oleoducto. La prueba industrial de ambas formulas se llevará a cabo cuando los oleoductos ODL y OCENSA provean la ventana operacional apropiada durante la segunda mitad del 2011. Oleoducto de Los Llanos (ODL) A finales de diciembre del primer trimestre del 2010 se reportó el 75% de progreso del proyecto de expansión para alcanzar los 340,000 bbl/d. Este proyecto incluye la construcción de dos estaciones auxiliares en la línea, el aumento de la capacidad de almacenamiento en la Estación de Bombeo Rubiales y la construcción de una ramificación del oleoducto hasta la Estación Cusiana. En diciembre del 2010 la ramificación del oleoducto hasta Cusiana fue puesta en servicio y las operaciones iniciaron de manera exitosa. La fecha proyectada para la conclusión de la primera estación auxiliar es julio del 2011, mientras la conclusión de la segunda está proyectada para noviembre del 2011. El 4 de mayo de 2011 se logró un nuevo record de bombeo de 246,588 bbls. Este record fue el resultado de la instalación de nuevos impulsores instalados en las principales unidades de bombeo del oleoducto, el uso de un agente reducidor de arrastre y la capacidad mejorada del oleoducto OCENSA, el cual esta conectado al ODL. Petroeléctrica de los Llanos (PEL) – Proyecto de Línea de Transmisión de Energía En el 2010 la Compañía incorporó una afiliada Petroeléctrica de los Llanos, S.A. (“PEL”), la cual 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. La nueva línea de transmisión se originará en la Subestación Chivor y tendrá una extensión de 260 Km hasta el Campo Rubiales. 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. Durante

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el primer trimestre del 2011, se llevo a cabo a compra de equipos con entrega a largo plazo y a la fecha de este reporte, más del 55% de los derechos de vía habían sido negociados. El licenciamiento ambiental se encuentra en curso. Sé iniciará la construcción durante la segunda mitad del 2011, una vez se otorguen los permisos ambientales Oleoducto Bicentenario (OBC) La Compañía obtuvo el 32.88% de participación en el capital del Oleoducto Bicentenario de Colombia ("OBC") en noviembre del 2010. El OBC es un medio de transporte de crudo con propósitos especiales promovido por Ecopetrol, quien posee una participación del 55.97% incluyendo sus afiliadas, y adicionalmente se cuenta con la participación de otros productores de petróleo que operan en Colombia, quienes controlarán la restante participación del 11.15%. El OBC será responsable de la financiación, diseño, construcción y la eventual operación del sistema de transporte de petróleo más moderno de Colombia, el cual se extiende dese Araguaney, en el Departamento del Casanare del centro de Colombia, hasta el Terminal de Exportación Coveñas en el Caribe. Este 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, y los cuales alcanzaran su máxima capacidad en la medida que se materialice el aumento en la producción programada por los productores colombianos en el mediano plazo. El proyecto de desarrollará en cuatro etapas. La Compañía ha comprometido su participación en la Fase 0 y la Fase 1 del proyecto para una capacidad inicial de 120,000 bbl/d, donde se estima un compromiso financiero de $1.03 millardos, excluyendo costos financieros, de los cuales $340 millones representan la participación de la Compañía. Para información más detallada ver “Estados de los Proyectos” en la página 18.

3. Visión y Estrategia de la Compañía Perfil Pacific Rubiales, una compañía Canadiense productora de gas natural y crudo pesado posee el 100 por ciento de Meta Petroleum Corp., una compañía petrolera Colombiana operadora de los capos petroleros Rubiales /Piririy/ Quifa en la Cuenca de los Llanos en asociación con Ecopetrol S.A., Pacific Stratus Energy Colombia Corp., la cual opera el campo gasífero La Creciente de su total propiedad, localizado en la parte norte de Colombia y otros campos de petróleo mediano y liviano. La Compañía, por medio de una intensiva actividad exploratoria y un amplio portafolio de exploración, mantiene su enfoque en la identificación de oportunidades primordialmente en la Cuenca de Los Llanos Orientales de Colombia al igual que otras áreas en Colombia, Guatemala y en el norte del Perú. Pacific Rubiales tiene una producción actual neta aproximada de 225,000 bpe/d, incluyendo los campos de petróleo mediano y liviano y de gas natural, con participación en la explotación de 35 bloques en Colombia, 2 bloques en Guatemala y 3 bloques en el Perú.

Visión La visión de la Compañía es ser la principal compañía independiente de E&P en la región latinoamericana, reconocida por su excelencia técnica, capacidades operacionales y su sobresaliente habilidad para descubrir, desarrollar y comercializar nuevas reservas de hidrocarburos. Estrategia La Compañía se encuentra en una posición estratégica envidiable ya que cuenta con la combinación ideal de activos de producción y áreas de exploración. La Compañía espera importantes flujos de caja y utilidades de las operaciones impulsadas por el crecimiento de la producción con el apoyo de las ambiciosas actividades de exploración y producción. El objetivo de la Compañía de mantener un aumento constante de sus reservas y cifras de producción se logrará, por medio de actividades continuas de exploración en áreas donde nuestros conocimientos y talentos puedan suministrar una ventaja significativa en áreas con riesgos medianos y bajos y con el uso continuo de la tecnología apropiada con el propósito de aumentar y optimizar las tasas de recuperación en nuestra base de recursos existente En Noviembre 8 de 2010 la Compañía anunció, la expansión de su estrategia global de crecimiento, la cual está basada en tres componentes primordiales: i.

Continuar el crecimiento en base a la exploración desarrollo y producción de reservas tanto nuevas como existentes; 8  

ii.

Garantizar el acceso al mercado a través de la participación en proyectos claves de infraestructura y transporte de petróleo y gas; • La Compañía tendrá una participación importante en el OBC con Ecopetrol y otros operadores en Colombia. • La Compañía anticipa igualmente mantener su participación en Pacific Infrastructure Inc. (“PII” anteriormente Lando Industrial Park, S.A.) una compañía que desarrolla un nuevo terminal y puerto de crudo y otros productos en Cartagena al igual que un nuevo oleoducto que conectará Coveñas con Cartagena.

iii.

Integrar los activos del sistema corriente abajo • La Compañía se enfocará en el desarrollo del mercado bunkers en Colombia y en el suministro de productos terminados al mercado mayoritario. • A través de la inversión en Pacific Coal S.A. (“Pacific Coal”) la Compañía también concentrará sus esfuerzos en el desarrollo de un depósito de asfaltita, apalancando así su acceso a una base de recursos de alta calidad.

La piedra angular de la estrategia de la Compañía es la excelencia técnica de su personal en conjunto con la experiencia y conocimiento para desarrollar su visión. Nuestro equipo de gerencia está preparado para aprovechar plenamente las oportunidades presentes y futuras en exploración y producción en la región Latinoamericana

4. Discusión de los Resultados del Primer Trimestre del 2011 Exploración Durante el primer trimestre del 2011, la Compañía continuó su campaña de exploración perforando un total de 20 pozos durante este periodo. La campaña de exploración se enfocó en los Bloques Rubiales-Piriri, Quifa, CPE-6, La Creciente, Abanico y Buganviles. En el Bloque Rubiales- Piriri se perforaron los pozos Rub-243, 446, 447 y 448 en la zona amortiguadora austral fuera del área comercial, mientras que el pozo Rub-363 se perforo en la zona amortiguadora oriental. En el área suroccidental de Quifa se perforaron lo pozos de evaluación Quifa-036, Quifa-048, Quifa-049ST y Quifa-053 en el sector nororiental y suroccidental del prospecto “H” mientras que los pozos Quifa-DW1, Quifa-077 y 078 se perforaron el limite sur del prospecto “J”. Al norte de Quifa se perforó el pozo de evaluación Jaspe-2 y el pozo estratigráfico Jaspe-3 en el prospecto “A”, el pozo estratigráfico Zircon-1 en el prospecto “Q”, y también se completó la perforación del pozo estratigráfico Ambar-3 en el prospecto “F”. En el Bloque CPE-6, el pozo estratigráfico Guairuro-5 se perforó en el sector nororiental del prospecto Guairuro. En el Bloque La Creciente la Compañía concluyó la perforación del pozo exploratorio Apamate-1X localizado en el prospecto La Creciente A-sur. En el Bloque Abanico se perforó el pozo exploratorio Gecko-1X en el sector sur del Bloque; y en el Bloque Buganviles, la Compañía continua con la perforación del pozo exploratorio Tuqueque-1X. Rubiales-Piriri Block Como parte de la campaña de evaluación en el bloque, la Compañía perforó un total de 5 pozos de evaluación en la llamada zona amortiguadora del contrato Rubiales-Piriri. Se perforaron los pozos Rub-243, Rub-446, Rub447 y Rub-448 en el sector mas austral de la zona amortiguadora del área del contrato Rubiales, mientras que se perforo el pozo Rub363 al oriente del campo, en la zona amortiguadora oriental del contrato Pirirí. Cuatro pozos arrojaron resultados positivos y el pozo Rub-447 resulto seco. Estos cuatro pozos muestran zonas productivas que varían entre los 10 y 40 pies y con porosidades del 30% al 33%. La Compañía prepara en el momento toda la documentación requerida como soporte para la correspondiente certificación de reservas y la aplicación de comercialidad en un área estimada de hasta 16,700 acres en la zona amortiguadora. Bloque Quifa Quifa Suroccidente Como parte de la continuación de la campaña de exploración/ delineación en los prospectos "E", "H" y "J" en el área comercial Quifa SW, la Compañía perforó siete (7) pozos: (i) los pozos de evaluación Quifa-36, Quifa-48, Quifa-49ST y 9  

Quifa-53 en el prospecto "H" y (ii) los pozos de evaluación Quifa-DW1, Quifa-77 y Quifa-78 en el prospecto "J". Seis de estos no solo de manera exitosa evaluaron y extendieron el yacimiento Quifa SW (prospectos “E” y “H”), si no que también extendieron estas acumulaciones de crudo hacia el sur y el suroriente en dirección del prospecto “J” lo cual apoya la certificación de reservas correspondiente efectuada por Petrotech a enero 31 y publicada el 10 de marzo de 2011. El pozo Quifa-78 fue el único considerado como productor no-económico, a pesar de tener 8 pies de zona productiva. Quifa Norte En esta parte del bloque, la Compañía continua su campaña de exploración/ delineación en los prospectos, "A", "F" y "Q", y perforó cuatro pozos: (i) el pozo de evaluación Jaspe-2 y el pozo estratigráfico Jaspe-3 en el prospecto "A"; (ii) el pozo estratigráfico Zircon-1 en el prospecto “Q”; y (iii) concluyo la perforación del pozo estratigráfico Ambar-3 en el prospecto "F". El pozo Jaspe-3 confirmo la extensión del prospecto “A” hacia el nororiente. Los pozos Ambar-3 y Jaspe2 encontraron zonas productivas de 3 y 2 respectivamente y por lo tanto fueron declarados no-económicos, mientras que el pozo Zircon-1 no encontró arenas productoras. Bloaque CPE-6 Durante el primer trimestre del 2011, la Compañía perforó un pozo estratigráfico, el Guairuro-5. Este pozo fue perforado en el sector nororiental del prospecto Guairuro mostrando una columna de hidrocarburos de hasta 14 pies de zona productiva, Este pozo es el quinto pozo estratigráfico perforado en el bloque, y forma parte de los compromisos exploratorios del Contrato TEA. Al final del periodo, la Compañía preparaba la locación y movilización del equipo requerido para perforar el pozo Guairuro-6 el cual satisface los compromisos del Cointrato TEA. Bloque La Creciente Durante el primer trimestre del 2011, la Compañía concluyó la perforación del pozo exploratorio Apamate-1X localizado al sur de los campos gasíferos La Creciente “A” y La Creciente “D”. El pozo indicó una zona productiva de 53 pies de arenas productoras de gas en la Formación Ciénaga de Oro. Durante las pruebas iníciales el pozo alcanzó una producción de 24 MMscfd. Estos resultados del pozo confirman la naturaleza estratigráfica del prospecto. Los mapas pos-perforación asociados a las areniscas gasíferas muestran una extensión mínima de 1,124 acres y en el lado positivo hasta un máximo de 5,266 acres. La Compañía prepara el pozo para pruebas extensas y planea una campaña de perforación de evaluación consistente de la perforación de dos pozos de evaluación 500 pies cuesta abajo del pozo Apamate-1X para delinear el prospecto. . Bloque Abanico En el Bloque Abanico, la Compañía inicio la perforación del pozo exploratorio Gecko-1X , el cual tiene como objetivo la Formación Cretácica Caballos a una profundidad aproximada de 6,500 pies. Se espera alcanzar la profundidad final durante el segundo trimestre del 2011 Bloque Buganviles En el Bloque Buganviles, la Compañía continuó la perforación del pozo exploratorio Tuqueque-1X el cual tiene como objetivo la Formación Cretácica Caballos. Después de un enlace entre el perfil sísmico vertical, y los datos de sísmica 2D disponibles, la profundidad final del objetivo fue estimada en aproximadamente 9,500 pies de manera que la Compañía se encuentra involucrada en el proceso de redefinir el plan direccional para continuar perforando el pozo hasta su objetivo final Bloque Topoyaco Durante el primer trimestre del 2011, en el pozo exploratorio Topoyaco-2 se llevo a cabo una prueba de producción utilizando una bomba electro sumergible (ESP), donde se obtuvieron tasa de producción entre 45 y 65 bbl/d de crudo o 9.8 API, y un corte de agua promedio del 60%. El pozo se encuentra suspendido, y Compañía ya presentó los documentos respectivos a la ANH, solicitando la aprobación de un área de evaluación alrededor de este descubrimiento. La Compañía también prepara la perforación de otro pozo de exploración con el fin de evaluar el prospecto “D” de este bloque

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Peru Las actividades de exploración continúan en el país con la adquisición de 537 km de sísmica 2D en el Bloque 138. La Compañía espera completar el programa de adquisición sísmica durante el Segundo trimestre del 2011 y después continuar con el procesamiento y la interpretación Guatemala Durante el primer trimestre del 2011 la Compañía continuó la definición del programa exploratorio para los bloques N10-96" y "O-10-96”. Las actividades exploratorias durante el 2011 en Guatemala incluirán: reprocesamiento de 300 km de sísmica 2D; la adquisición y procesamiento de 300 km adicionales de sísmica 2D; 6,800 km de datos 2 aeromagneticos y aerogravimetricos; 6,600 km de levantamientos topográficos de percepción remota; un campaña de geología de superficie (incluyendo el análisis de muestras);y el inicio de u interpretación geológica integrada para definir la ubicación de los prospectos exploratorios que se perforarán en el 2012. Resultados Exploratorios e Hitos Marcados Durante el primer trimestre del 2010, los resultados de la campaña exploratoria incluyeron la perforación de 20 pozos 2 exploratorios, la adquisición de 649.5 km de sísmica 2D y 130 km de sísmica 3D. •

En el Bloque Rubiales-Piriri, los pozos Rub-243, Rub-446, Rub-447 y Rub-448 extendieron el campo Rubiales hasta la zona amortiguadora más austral en el Área de Concesión Rubiales mientras que los pozos Rub-363, Rub-404 y Rub-534 extendieron el campo hasta la zona amortiguadora oriental del Contrato Pirirí.

•

En el área suroccidental de Quifa en el Bloque Quifa, los pozos de evaluación Quifa-36, Quifa-45, Quifa-48, Quifa49 y Quifa-53 en el prospecto "H" confirmaron la extensión del yacimiento hacia el nororiente y el suroccidente y los pozos de evaluación Quifa-DW1 y Quifa-77 extendieron el yacimiento Quifa SW hacia el sur y suroriente hasta el prospecto “J”.

•

En el sector norte del Bloque Quifa, el pozo de evaluación Jaspe-2 y el pozo estratigráfico Jaspe-3 fueron perforados en el prospecto “A”. Este último pozo confirmó la extensión del prospecto “A” hacia el nororiente. El pozo de evaluación Jaspe-2 solo mostró 2 pies de zona productiva. El pozo estratigráfico Zircon-1 fue perforado en el prospecto “Q” pero este pozo no mostro ningún intervalo potencial. La Compañía también terminó la perforación del pozo estratigráfico Ambar-3 en el prospecto “F” el cual indicó un zona productiva de 3 pies.

•

En el Bloque CPE-6 Block, se perforó el pozo estratigráfico Guairuro-5 en el sector nororiental del bloque. El pozo Guairuro-5 confirmó la presencia de hidrocarburos en el pozo con 14 pies de zona productiva en la unidad de arenas basales del intervalo C-7.

•

En el Bloque La Creciente la Compañía concluyó la perforación del pozo exploratorio Apamate-1X. El pozo indicó 53 pies de zona productiva lo cual representa un nuevo descubrimiento gasífero para el Bloque. Las pruebas de producción iníciales arrojan un promedio de 24 MMscfd de gas con una presión de flujo en la cabeza del pozo de 3730 psig.

•

En los Bloques Arrendajo y SSJN-3, la Compañía concluyó la adquisición de 130 km de sísmica 3D y 112.5 km of sísmica 2D respectivamente.

•

En el Perú, en el Bloque 138, la Compañía continua con el programa para la adquisición de 37 km de sísmica 2D

•

La actividad exploratoria programada para el resto del 2011 incluye: 1) la continuación de la campaña de perforación en Colombia con 40 pozos adicionales, la cual incluye actividad de perforación en los bloques Maurel et Prom recientemente adquiridos y pozos de evaluación en la zona amortiguadora del Bloque Rubiales-Piriri y el suroccidente de Quifa; ; 2) la adquisición de 2,811 km de sísmica 2D en cinco bloques en Colombia y en el Bloque 2 135 en el Perú); y 3) la adquisición de 1,486 km de sísmica 3D en tres bloques en Colombia y en los dos bloques de exploración en Guatemala

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Información adicional más detallada con respecto a los resultados exploratorios en Colombia, Perú y Guatemala fue anunciada el 3 de febrero del 2011 y el 12 de mayo de 2011, respectivamente.

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Inversiones en Bienes de Capital para Exploración El total neto en inversiones en bienes de capital durante el primer trimestre del 2011 totalizaron $41.5 millones en actividades de exploración según se indica a continuación:

Bloque  

Participacion  e n  la   Operación  

Neto

50% 50% 40% 63% 70% 100% 100%

9,446 100 192 13 7,634 60 2,518

4,605 0 140 6 5,340 60 2,518

Colombia  -­‐  Bajo  Magdalena Guama La  Creciente CR1 SSJN-­‐3

100% 100% 60% 100%

280 9,700 2 1,866

280 9,700 1 1,866

Colombia  -­‐  Cuenaca  de  Putumayo     Topoyaco 50% Terecay 100%

3,190 24

1,595 24

Cuenca  del  Alto  y  Medio  Magdalena   Abanico 80% Buganviles 35% Dindal  -­‐  Rio  Seco 100%

5,591 4,307 1,046

2,796 1,457 1,046

Colombia  -­‐  Otros   Otros  proyectos  de  e xploracion  

5,652

4,269

10,591

5,825

Total

(2)

Bruto

Colombia  -­‐  Cuenca  de  los  Llanos   CPE6 CPO1    ( 1) CPO12 CPO14 Quifa  ( 2) CPE1 Arauca

Cuenca  Marañon  &  Ucayali  Perú   Lote  138

(1)

T1  2011 En  miles  de  U S$

55%

                         62,211

                               41,527

Se firmó el acuerdo de participación (farm-out) con Petroamerica Oil Corp. en marzo del 2010, y en base a dicho acuerdo, el socio asume la obligación de financiamiento total neto con respecto a las actividades exploratorias por un monto de hasta $8.6 millones. A marzo 31 de 2011 un total de $6.9 millones habían sido reembolsado por el socio. Corresponde a la campaña de exploración/delineación para los pozos perforados en Quifa norte, (i) el pozo de evaluación Jaspe-2; (ii ) el pozo estratigráfico Jaspe-3, (iii) el pozo estratigráfico Zircon-1 y (iv) el pozo estratigráfico Ambar-3.

El programa de exploración de la Compañía para el 2011 está presupuestado en $340 millones e incluye actividades exploratorias en 26 bloques, en los cuales se perforarán 20 pozos exploratorios, 36 pozos de evaluación y 3 pozos 2 estratigráficos. Adicionalmente, está proyectada la adquisición de 539 km de sísmica 2D y 440 m de sísmica 3D durante el año. La actividad de exploración para los siguientes meses del 2011 incluye la perforación de los pozos programados y la Compañía esta evaluando actividades exploratorias adicionales

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Producción Producción Promedio Diaria de Petróleo y Gas – Volumen Neto antes y después de Regalías La producción total operada durante el primer trimestre del 2011 arrojó cifras promedio de 196,272 bpe/d (79,648 bpe/d neto después de regalías y consumo del campo) para un aumento de 66,586 bpe/d (27, 421 bpe/d neto después de regalías y consumo del campo) en comparación con el mismo periodo del 2010. Esto representa un aumento del 51% en la producción operada, lo cual se debe principalmente al aumento de la producción de los campos Rubiales, Quifa y La Creciente. La producción operada del primer trimestre del 2011 fue impactada de manera negativamente por problemas en el transporte terrestre, causados por las demoras en las mejorías programadas para el oleoducto OCENSA y la fuerte temporada invernal la cual ha causado un estado de emergencia a nivel nacional. A continuación se presentan los resultados de producción promedio durante el primer trimestre del 2011 en todos los campos productores de la Compañía:

Produccion bruta nates de regalías Campos Productores Rubiales / Piriri (1) Quifa La Creciente Puli (2) Dindal / Rio Seco (3) Moriche Quinchas (4)

Abanico Buganviles (5) Rio Ceibas (2) Guasimo Cerrito Total

(6)

1T 2011 bpe/d

1T 2010 bpe/d

Participacion anted de regalías 1T 2011 bpe/d

1T 2010 bpe/d

Participacion despúes de regalías y consumo de campo 1T 2011 bpe/d

1T 2010 bpe/d

146,003 33,690 10,575 86 1,026 297 57

111,912 1,797 9,964 66 730 13 30

60,935 20,098 10,409 41 710 125 52

48,896 1,078 9,900 31 661 5 17

48,748 18,461 10,406 32 588 118 49

39,117 1,013 9,898 25 529 4 16

2,463 34 1,813 10

3,147 4 1,943 -

684 24 491 10

1,066 2 530 -

652 22 393 9

1,139 2 424 -

218 196,272

80 129,686

170 93,748

60 62,246

170 79,648

60 52,227

(1) Neto tras factorizar el consumo interno del campo (2) Corresponde a la participación de la Compañía en campos no operados. (3) Las ventas de gas comenzaron en noviembre de 2010 para una planta cercana de Gas Vehicular Comprimido la cual se refleja en las cifras anteriores. El gas restante actualmente está siendo inyectado y usado para la generación de electricidad. La Compañía está evaluando usos económicos adicionales para este hidrocarburo. (4) Ecopetrol aceptó la comercialidad de la extensión norte del campo Abanico. Esto es parte de la razón del aumento en la producción neta en este campo. La Compañía inició ventas de gas libre de CO2, producido en los pozos localizados en el extremo norte del campo; y compró una planta de tratamiento del CO2 la cual será instalada durante el segundo trimestre del 2011. Se espera que las ventas de gas aumentarán a 1MMCFD cuando concluya la instalación. (5) El Campo Samarkanda, en el Contrato de Asociación Chipalo, ha sido temporalmente suspendido mientras la Compañía evalúa alternativas técnicas para su reactivación. (6) En Octubre 2008 la Compañía firmó un memorando de entendimiento (el “MOU Cerrito siglas en inglés) con Alange bajo el cual la Compañía acuerda ceder a Alange su participación en el Contrato Cerrito por $7.5 millones. El MOU Cerrito esta sujeto a todas las aprobaciones necesarias de parte de Ecopetrol. Hasta que se obtengan dichas aprobaciones Alange debe asumir los costos de la operación Cerrito incurridos por la Compañía y tendrá derecho sus utilidades.

A pesar de los problemas de transporte experimentados, los cuales de manera significativa redujeron el promedio de producción en Enero del 2011, la producción operada aumento durante el primer trimestre del 2011 debido principalmente a la perforación de 42 pozos productores en el Campo Rubiales y 19 pozos productores en el campo Quifa. La puesta en marcha del CPF-Quifa permitió que la producción del campo Quifa sobrepasara la capacidad de producción original de 35,000, y se aumentara la nueva meta de capacidad a 45,000 bbl/d para finales de marzo del 2011; igualmente, la conclusión de la CPF2 en el campo Rubiales facilito el aumento de la producción a 170,000 bbl/d elevando la meta para finales del año a 183,000 bbl/d, la cual se realizará en toda su extensión en la medida que se realice la expansión del oleoducto OCENSA.

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El campo de gas natural La Creciente aumentó su producción en un 4%, mientras que al mismo tiempo se mejoró la seguridad industrial de sus operaciones. Después del reemplazo de las válvulas de seguridad subterráneas, y la construcción de sistemas adicionales de control y tratamiento, los pozos La Creciente 1 & 2 producen más del 60% de la producción total de campo. La producción del campo ahora se encuentra limitada solo por los impedimentos causados por la red de transporte de gas corriente abajo del campo. Construcción de Nuevas Instalaciones Durante el primer trimestre del 2011, se construyeron y entraron en operación las siguientes nuevas instalaciones, las cuales contribuyeron al aumento de los niveles de producción: Campo Rubiales • • • • • • • • • •

Nuevo Tanque FWKO en CPF-2 con el fin de manejar un volumen incremental de 502,000 bbl/d de fluido Nuevo tren de deshidratación de crudo en la CPF-2 con el fin de manejar un volumen incremental de 21,300 bbl/d de crudo Nuevo Tanque SKIM en CPF-2 con el fin de manejar un volumen incremental de 500,000 bbl/d de fluido Nuevas instalaciones para el tratamiento de agua en CPF-2 con el fin de manejar un volumen incremental de 300,000 bbl/d de agua Nuevo Tanque SKIM en CPF-1 con el fin de manejar un volumen incremental de 500,000 bbl/d de fluido 13.3 km de nuevas carreteras. 26.5 km de líneas de flujo. 8 subestaciones eléctricas. 18,3 km red eléctrica de campo. 110,000 bbl/d capacidad de inyección de agua adicional.

Campo Quifa: • • •

Nuevas instalaciones para el tratamiento de agua con el fin de manejar un volumen incremental de 200,000 bbl/d de agua 4.9 km de nuevas carreteras 9.8 km de líneas de flujo con diámetros entre 10” a 24”.

Hitos Históricos de Producción La producción continua mostrando una constante tendencia de crecimiento, y el 15 de mayo de 2011 la producción operada bruta excedió el hito histórico de 225,000 bpe/d, equivalente lo cual es el resultado del crecimiento continuo en la producción de petróleo crudo pesado en los bloques Rubiales/Piriri y Quifa, adicionalmente apoyada por la puesta en operación del oleoducto ODL, y la estrategia de transporte corriente abajo implementada. Este volumen también incorpora el desarrollo de crudo en los bloques de petróleo mediano y liviano de la Compañía, al igual que el volumen de gas natural producido (a una tasa de conversión de 5,700 pies cúbicos estándar por barril) en el Bloque la Creciente y otros campos menores. Saldo de Existencias y Ventas La siguiente es la reconciliación de barriles equivalentes producidos con los barriles vendidos durante el periodo finalizado el 31 de Marzo de 2010:

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Movim ientos de Inventario

Total bpe Neto 1,204,058

Inventario final a diciembre 2010 Transactions in 1T 2011 Producción neta de petróleo y gas Liquidacion del overlift Diciembre 2010 (1) Compra de diluentes Ventas totales Overlift a Marzo 31, 2011 (2) Compensación volumetrica Inventario final a Marzo de 2011 (3) (1) (2) (3)

7,168,340 (291,825) 1,268,567 (7,447,199) 75,376 (54,892) 1,922,425

Prom edio diario Neto 13,378 79,648 (3,243) 14,095 (82,747) 838 (610)

Este volumen corresponde a la liquidación del overlift del petróleo crudo al 31 de Diciembre de 2010, lo cual dio como resultado un menor volumen de ventas durante el periodo en el cual fue liquidado. Este volumen corresponde al overlift por 75,376 bpede crudo y gas a Marzo 31 del 2010, el cual será liquidado en periodos futuros. Corresponden al inventario permanente en los sistemas de oleoductos y en las instalaciones de almacenamiento en el campo y en el Terminal Coveñas

Reconciliación de Volúmenes Vendidos Vs Volúmenes Producidos

Primer  Trimestre  2011 Producción y Reconciliacion de ventas para el primer trimestre 2011 Volúmenes Producidos

Volúmenes Vendidos

Diferencia (mayor volumen vendido)

Crudo  y  Gas  (bpe)

Crudo  y  Gas  (bpe)

Crudo  y  Gas  (bpe)

Total 2011 (1T)

7,168,340

7,447,199

278,859

Promedio por día

79,648

82,747

3,099 (a)

(a) La principal razón del mayor volumen vendido en el cuarto trimestre del 2010 en comparación a los volúmenes se debe a: Produción despúes de regalías 1T 2011 Produccion vendida 1T 2011 Diferencia Explicacion de la diferencia Inventario inicial Compra de diluente Liquidacion del Overlift del 4T, 2010 Copensación volumetrica Overlift posición al final del 1T 2011 Inventario Final Reconciliación de la diferencia

79,648 82,747 3,099

13,378 14,095 (3,243) (610) 838 (21,359) 3,099

Actividad Comercial Resumen del Mercado del Primer Trimestre del 2011 •

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El primer trimestre del 2011 estuvo sujeto a considerables niveles de volatilidad incluso dentro de un mismo día. La demanda de China durante la ultima parte del trimestre alcanzó los 9.2 millones de bbl, con un promedio de 9.26 millones de bbl durante todo el primer trimestre, un aumento de 1.1 millones. En particular la producción de crudo en Méjico durante los tres primeros meses del año promediaron 2.57 millones bbl/d, una reducción del 1% en comparación con el año anterior, y la producción Venezolana estuvo por el orden de los 2.2 millones de bbl/d, según el IEA. En enero el precio del crudo se vió impulsado por la especulación de mayor demanda, la cual se vio afectada por las bajas temperaturas en Estados Unidos y Europa. 15  

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En febrero las protestas antigubernamentales en Túnez y Egipto llevaron al derrocamiento de sus gobiernos. Esto causó preocupación con respecto al cierre del Canal del Suez y al terminal petróleo Sidi Kerir (3.3 millones bbl/d). las protestas se esparcieron a lo largo de la región del Medio Oriente donde luego impactaron a Libia, en donde se desato la guerra civil. Las tensiones geopolíticas en Libia cerraron un estimado de 1-1.2 millones de bbl/d de su producción total de 1.6 millones bbl/d, lo cual impulsó los precios del crudo y al mismo tiempo ayudó al promedio diferencial entre el WTI y el Brent Fechado - $10.82/bbl durante el primer trimestre del 2011. De igual manera otros países en el Medio Oriente, tales como Arabia Saudita, Bahrain, Yemen, y Siria sufrieron tensiones geopolíticas creando así más especulación acerca de interrupciones futuras del crudo proveniente de la región del Medio Oriente. A mediados de marzo, un terremoto con una magnitud de 9.9 golpeo fuertemente al Japón causando graves daños a su sector energético. Cerca de 1.3 millones de bbl/d de la capacidad total de refinamiento de Japón de 4.5 millones de bbl/d, se vio suspendida durante el mes y se canceló una capacidad nuclear estimada de 9.7GW . Muy probablemente el Japón requiera aumentar las importaciones de gas natural liquido, con el fin de suplir sus necesidades energéticas. Todos estos eventos presionaron el Precio WTI de $90/bbl a más de $100/bbl, y el Brent Fechado de $97/bbl a más de $110/bbl

Precios del Petróleo Crudo y Gas En los tres primeros meses del 2011 el WTI NYMEX alcanzó un promedio de $94.60/bbl en comparación con los $78.88/bbl en promedio reportados durante el primer trimestre del 2010. A continuación se presentan los precios promedio de petróleo y gas realizados durante el primer trimestre del 2011 y el primer trimestre del 2010:

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Durante el primer trimestre del 2011, la Compañía vendió por intermedio de otros exportadores once pequeños embarques de petróleo crudo Vasconia principalmente en los EEUU y Sudamérica. El precio promedio realizado de estas ventas de crudo ascendieron a $96.35/bbl, un aumento del 35% en comparación con los $71.61/bbl realizados durante el 2010.

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El precio promedio realizado para el crudo Castilla durante el primer trimestre del 2011 fue de $$84.38/bbl, un aumento del 20% en comparación con los $70.34/bbl realizados en el 2010. El diferencial promedio vs. WTI NYMEX mejoró en $1.43/bbl durante el primer trimestre de 2011. Durante este periodo la Compañía exportó ocho embarques de crudo mezcla Castilla, cuatro con destino a la Costa del Golfo de los EEUU, uno al Caribe, uno a Europa y dos a Asia.

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Durante el mismo periodo, vendimos cuatro embarques pequeños de 12.5° API transportados en camión desde el campo Rubiales hasta el Terminal Petrolero del Atlántico en Barranquilla, a un precio promedio de $89/bbl, aprovechando el buen precio de los precios del fuel oil. Estos cuatro embarques se enviaron a la Costa del Golfo en los EEUU.

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El Precio Regulado Máximo Guajira aumentó en un 6.2% en Febrero 1, de $4/MBTU a $4.26/MBTU. El Precio Máximo Regulado es incrementado cada seis meses con base en la variación del semestre anterior del fuelóleo de la Costa de Golfo de los EEUU, 1.0% Sulfuro LP Precio de Entrega Inmediata Platts.

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El precio combinado de petróleo y gas realizado por la Compañía durante el primer trimestre del 2011 fue $78.13 por bpe, un aumento del 22% en comparación con ell precio de $ 64.35 por bpe realizado durante el mismo periodo del 2010.

Los siguientes son los precios de referencia promedio del petróleo y gas para el primer trimestre finalizado en marzo 31 del 2011:

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Precio de Referencia Promedio del Petróleo  

2011 1T ($/bbl)  

 

2010 1T ($/bbl)  

 

°API  

Mercado Local  

$89.48  

$68.26  

12,5  

WTI NYMEX (Promedio Ponderado de Embarques PRE)  

$92.11  

$78.45  

38  

Vasconia (Promedio Ponderado de Lotes PRE) (1)  

$96.35  

$ 71.61  

24  

Castilla (Promedio Ponderado de Embarques PRE) (2)  

$84.38  

$70.34  

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Rubiales Exportación 12.5 (Promedio Ponderado de Embarques 2 PRE (3)  

$89.00  

N/A  

12,5  

Precio Internacional Realizado Combinado por Venta  

$85.22  

$71.66  

N/A  

PRE Ventas de Gas Natural ($/mmbtu)  

$5.31  

$4.95  

N/A  

Precio Realizado Combinado por la venta de Crudo y Gas  

$78.13  

$64.35  

N/A  

WTI NYMEX ($/Bbl)  

$94.60  

$78.88  

Precio Promedio Henry Hub para Gas Natural ($/MMBTU)  

$4.20  

$5.30  

(1) (2) (3)

Precio promedio ponderado de once embarques de petróleo crudo Vasconia exportados durante el primer trimestre del 2011 Precio promedio ponderado de ocho embarques de petróleo crudo Castilla exportados durante el primer trimestre del 2011 Precio promedio ponderado de cuatro embarques pequeños de petróleo crudo Rubiales (12.5°API) exportados durante el primer trimestre del 2011

Ventas de Petróleo Crudo en los Mercados Locales e Internacionales Durante el primer trimestre del 2011, la Compañía exportó doce embarques y once lotes pequeños de crudo 89% crudo Castilla (5.614 millones bbl), 4% crudo mezcla Vasconia (275,000 bbl), y 7% Rubiales (443,000 bbl), lo cual representa un volumen total de 6.332 millones bbl. La Compañía mantuvo su estrategia de flexibilidad comercial al vender 140,000 bbl de Rubiales 12.5°API en el mercado doméstico colombiano Con el propósito de garantizar el suministro de diluentes para el crudo Rubiales, la Compañía aumentó la compra de crudos livianos (11,267 bbl/d promedio) en los Llanos Orientales. Los siguientes son los hitos marcados con respecto al producto transportado durante el primer trimestre del 2011:

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La Compañía transporto 82,700 bbl/d a través de los diferentes oleoductos y sistemas de transporte en camión; 72% de este volumen se transportó por medio de oleoductos con una utilización de capacidad máxima y 28% por medio de camiones. El uso de oleoductos representa un ahorro de $15.1/bbl en costos de transporte para la Compañía en comparación con transporte por camión. La Campania cargo 3,055 camiones con diluentes y 7,323 camiones con petróleo crudo producido sin accidentes de trafico o daños ambientales. Las Instalaciones en Guaduas manejaron y transportaron 19,189 bbl/d de petróleo crudo de la Compañía y terceros, lo cual generó utilidades operacionales de $2.63/bbl para la Compañía, totalizando $4.5 millones para el periodo.

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Ventas de Gas Natural en los Mercados Locales El volumen de ventas de gas para el primer trimestre del 2011 aumentó a 62 MMscf/d, de gas natural, en comparación con un volumen de 59,45 MMscf/d durante el mismo periodo en el 2010 (un aumento del 4%). Estas ventas son de volúmenes provenientes principalmente del campo La Creciente a un precio promedio de $5.31 MMbtu (equivalente a $ 5.1835/MMscf), lo que representa una prima del 25% sobre el precio doméstico ponderado $ 4.1646/MMbtu, y 24% sobre los precios del gas natural Henry Hub en la Costa del Golfo de los Estados Unidos, durante el mismo periodo. El gas natural proveniente del campo La Creciente fue vendido principalmente (95%) a generadores de energía localizados en Cartagena y Barranquilla y el 5% restante se vendió a industrias conectadas con la línea trocal del gasoducto.

5. Estado de los Proyectos Proyecto STAR en Quifa En marzo de 2011, Pacific Rubiales y Ecopetrol acordaron continuar el Proyecto STAR en el Campo Quifa como paso previo para expandir la tecnología en el futuro. El proyecto hará uso pleno de todas las instalaciones de producción y la infraestructura adquirida para el campo Rubiales y llevar a cabo los principales estudios especializados y las pruebas de laboratorio bajo una estrategia expedita. La prueba piloto ejecutada bajo los términos y condiciones existentes del Contrato de Asociación de Ecopetrol en Quifa. El área piloto ya ha sido seleccionada: esta tendrá un patrón de cinco locaciones en 25 acres, localizados aproximadamente a 225 m de la agrupación Quifa 38. Después de concluir un modelo geológico y de yacimiento, se perforarán inicialmente cuatro productores sincronizadores y un inyector y después de un periodo de 4-5 meses, posiblemente dos pozos más serán perforados como parte del proceso de sincronización STAR. Se han efectuado simulaciones preliminares utilizando las ecuaciones actualizadas del modelo geológico y de yacimiento y de las reacciones cinéticas, disponibles para el campo Rubiales. Los estudios preliminares indican la factibilidad exitosa de llevar a cabo la prueba piloto en Quifa y por lo tanto se esperan altos factores de recuperación. A la fecha de este reporte, casi todas las instalaciones de producción e inyección necesarias para la prueba piloto Quifa ya se encuentran en la locación, con la excepción del sistema SCADA y la planta generadora de vapor, las cuales se esperan en el corto plazo. La principal infraestructura utilizada en la prueba piloto Quifa consiste de: Ø Ø Ø Ø Ø Ø Ø

Sistema compresor de aire Instalaciones de producción incluyendo tubería múltiple de distribución, separador de gas y válvulas principales de producción Planta Strafford pare el manejo de fluidos ácidos Sistema de automatización Sistema de bombas de agua Sistema para el control de incendios Tuberías principales para la perforación de pozos y cemento especial, entre otros

La preparación de las plataformas para la producción y las instalaciones de los pozos ya fueron diseñadas y construidas. La instalación de toda la infraestructura comenzara en los próximos días y se espera que estarán listas en los siguientes 2.5 – 3 meses. Las perforaciones de los cinco pozos se iniciará tan pronto se otorguen los permisos ambientales, lo cual se espera dentro de las siguientes 3 semanas. En el momento de este reporte, la Compañía se encuentra involucrada en el diseño del completamiento y del equipo de levantamiento artificial necesario para los pozos productores e inyectores. Las órdenes de compra ya fueron emitidas. Adicionalmente el diseño del laboratorio especializado y las pruebas de campo especiales tales como la prueba de Nitrógeno y el levantamiento sísmico, están en curso; estas son necesarias para el modelo de sincronización, el cual también se está realizando. Se espera que la prueba piloto del proyecto STAR se inicie en agosto del 2011. La Compañía se mantiene comprometida con la implementación de esta tecnología, no solo porque crea un importante valor para la Compañía, sus socios, inversores y el país, sino porque la Compañía cree fielmente que una vez implementado el proyecto STAR, este tendrá un impacto muy significativo sobre los factores de recuperación en toda la región de los Llanos.

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Proyecto Llanomulsion En enero de 2009, la Compañía inició el desarrollo de una fórmula de emulsión especial de transporte (petróleo en agua) la cual podría eliminar la necesidad de diluentes. La fórmula patentada conocida como Llanomulsion aumenta la capacidad del oleoducto al reducir la viscosidad del fluido a un tercio de la viscosidad original del crudo diluido. Durante el 2010, se llevaron a cabo en la planta piloto Rubiales, pruebas de un nuevo surfactante desarrollado por la afiliada de Investigación y Desarrollo de Ecopetrol, el Instituto Colombiano del Petróleo - ICP. Ambas formulaciones fueron probadas en las principales unidades de bombeo del ODL con excelente resultados. La siguiente fase de este proyecto incluye el envío de 40,000 bls de Llanomulsion desde el Campo Rubiales a la Estación de Bombeo de Cusiana, a través del oleoducto ODL. Esta fase demanda la construcción de instalaciones adicionales en el CPF-1 en la Estación de Bombeo Rubiales, en el ODL y en la Estación de Bombeo Cusiana, de Ocensa. Los 40,000 bls de Llanomulsion se producirán en el CPF-1, se enviarán a los tanques de almacenamiento de 50,000 bls en la Estación de Bombeo Rubiales, y después serán bombeados en un lote separado hasta Cusiana, donde la emulsión será procesada para producir petróleo en condiciones aptas para ser comercializado. La prueba industrial se llevará a cabo cuando este disponible una ventana operacional en el ODL y OCENSA durante la segunda mitad del 2011. Mientras tanto se desarrollan y prueban, en la planta piloto, los parámetros del diseño para romper la emulsión. Se espera que la implementación de esta tecnología tenga un impacto significativo sobre los costos de transporte de los campos Rubiales y Quifa, y podría representar un gran adelanto en el desarrollo de la Cuenca de los Llanos Oleoducto de los Llanos (ODL) La participación de la Compañía en el ODL es del 35% donde el restante 65% pertenece a Ecopetrol. El oleoducto ODL se completó según lo programado a un costo total de $558 millones. Desde octubre 1 de 2009 se ha transportado un total de 72,414,741 bbl de crudo diluido desde el campo Rubiales hasta la Estación Monterrey. En noviembre 2009, la Junta Directiva del ODL aprobó una expansión del oleoducto de 170,000 bbl/d a 340,000 bbl/d. El proyecto incluye la construcción de una ramificación del oleoducto hasta la Estación Cusiana la cual ya se encuentra en operación, la construcción de dos estaciones auxiliares y el aumento de la capacidad de almacenamiento en la Estación de Bombeo Rubiales. A marzo 31 del 2010, se había concluido el 75% del proyecto de expansión. Durante el primer trimestre del 2011, el sistema de oleoductos bombeo un total de 16,126,372 bbl y de ese volumen 5,412,156 bbl corresponden al petróleo crudo de la Compañía. El 4 de mayo de 2011, se logró un nuevo record de bombeo de 246,588 bbls Este record fue el resultado de la instalación de nuevos impulsores en las principales unidades de bombeo del oleoducto, el uso de un agente reducidor de arrastre y la capacidad mejorada del oleoducto OCENSA, el cual esta conectado con el ODL Durante el 2010 la Compañía decidió iniciar un estudio de factibilidad para una línea de petróleo calentado en el ODL con el propósito de reducir los costos de dilución. Este proyecto aumentará la capacidad operativa y reducirá la dependencia en el transporte por camión de los diluentes. Petroeléctrica de los Llanos (PEL) – Proyecto de Línea de Transmisión de Energía La Compañía incorporó en el 2010 a PEL, una subsidiaria totalmente propia, la cual 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. La nueva línea de transmisión se originará en la Subestación Chivor y tendrá una extensión de 260 Km hasta el Campo Rubiales. 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 220 MVA que se usarán en las actividades de producción y transporte de petróleo. La inversión total en bienes de capital estimada para este proyecto es de $135 millones, donde el 70% será auto financiado. Durante el tercer trimestre del 2010, la construcción de esta línea de transmisión eléctrica fue aprobada por “Unidad de Planificación Minero Energética” la cual es la entidad gubernamental encargada de planificar y aprobar la construcción de nuevas líneas de transmisión eléctrica en el país. Durante el mismo trimestre, también se otorgó el contrato de Ingeniería, Adquisición y Construcción (“IAC”). Los trabajos de construcción comenzarán tan pronto se apruebe la licencia ambiental.

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A la fecha de este reporte, más del 55% de los derechos de vía habían sido negociados. Durante el primer trimestre del 2011, el Ministerio de Ambiente llevo a cabo visitas y el contratista EPC otorgó órdenes de compra para torres y conductores de aluminio. Igualmente, durante el primer trimestre del 2011, el grupo financiero de la Compañía inició negociaciones con instituciones financieras locales interesadas en proveer fondos para este proyecto. Oleoducto Bicentenario (OBC) En noviembre del 2010 la Compañía adquirió un 32.88% de participación en el capital de OBC. El OBC es un medio de transporte para propósitos especiales promovida por Ecopetrol, quien posee una participación del 55.97% incluyendo sus afiliadas, y adicionalmente se cuenta con la participación de otros productores de petróleo que operan en Colombia, quienes controlarán la restante participación del 11.15%. El OBC será responsable de la financiación, diseño, construcción y la eventual operación del sistema de transporte de petróleo más moderno de Colombia, el cual se extiende dese Araguaney, en el Departamento del Casanare del centro de Colombia, hasta el Terminal de Exportación Coveñas en el Caribe. Los nuevos oleoductos adicionarán 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, y los cuales alcanzaran su máxima capacidad en la medida que se materialice el aumento en la producción programada por los productores colombianos en el mediano plazo. Para la Compañía, la participación en este proyecto encaja perfectamente con su estrategia, con respecto al momento y los volúmenes producidos, en la medida que la Compañía avanza hacia su objetivo de 500,000 bbl/d en producción bruta en el mediano plazo. Se estima que las dos primeras fases de este proyecto requerirán una inversión agregada de US $1.03 millardos, excluyendo costos de financiación, de los cuales $340 millones representan la participación de la Compañía. Los socios planean financiar el proyecto del oleoducto OBC por medio de financiación de proyectos, con un coeficiente deudacapital propio de 70/30. Este financiamiento será estructurado para maximizar el uso de agencias de crédito de exportación y financiamiento multilateral, e igualmente acceder a los mercados de capital colombianos. La Compañía tendrá su representación en la Junta Directiva del OBC y tendrá un papel importante en la financiación y construcción del proyecto. Se planea que las contribuciones al capital por parte de la Compañía durante las fases iníciales del proyecto OBC se obtendrá de fondos generados internamente por el flujo de caja. Durante el primer trimestre del 2011, 84% de la tubería requerida para la fase 1 del proyecto (oleoducto Araguaney – Banadia), había llegado puertos colombianos. Adicionalmente, la adquisición de derechos de vía alcanzo un progreso del 70% al 31 de marzo del 2011 y el contratista EPC inició la movilización del equipo de construcción. La construcción se iniciará tan pronto aprueben la licencia ambiental.

6. Reservas Reservas Probadas y Probables de Petróleo y Gas Las reservas petróleo-equivalente probadas y probables totales de la Compañía a marzo 31 del 2011, descontando la producción del primer trimestre, alcanzaron 357.39 millones bbl bruto (antes de regalías) o 309.83 millones bbl netos para la Compañía. El petróleo equivalente se expresa en miles de barriles (Mboe). Los volúmenes de gas se expresan en millardos de pies cúbicos (BCF) y cuando se expresan en petróleo equivalente, son convertidos utilizando 5,700 pies cúbicos de gas equivalente por cada bpe. Cada uno de los Reportes de Reservas del año 2010 fue preparado de conformidad con NI 51-101 y publicados en la página web de la Compañía en Marzo 11 del 2011.

7. Discusión de los Resultados Financieros Trimestrales Posición Financiera Activos Los activos totales ascendieron a $4.1 millardos a marzo 31 del 2010, comparado con $4.0 millardos a diciembre 31 de 2010. Los $4.1 millardos en activos consisten principalmente de $2.7 millardos en propiedades y equipos de gas y petróleo (Diciembre 31 de 2010 - $2.6 millardos), $604 millones en efectivo y equivalentes de efectivo (Diciembre 31 de 2010 - $603 millones), $306 millones en cuentas por cobrar (Diciembre 31, 2010 - $293 millones), $281 millones en 20  

inversiones y otros activos, primordialmente el ODL (Diciembre 31, 2010 - $250 millones), y $209 millones en otros activos (Diciembre 31, 2010 - $155 millones). Los activos totales aumentaron principalmente debido a un aumento en el efectivo y cuentas por cobrar como resultado del aumento de los flujos de efectivo de las operaciones. EBITDA El EBITDA durante los tres mese finalizados en marzo del 2011 totalizó $363 millones lo cual representa un importante aumento del 56% comparado con el primer trimestre del 2010, donde el EBITDA arrojó una cifra de $232 millones principalmente generados por las ventas internacionales (85%), mientras que el EBITDA por gas y ventas locales contribuyeron un 13% y 2%, respectivamente. El EBITDA del primer trimestre del 2011 representa un margen del 62% en comparación con los ingresos totales para el periodo (Marzo 31, 2010 – 61% margen). Deuda El 13 de abril de 2011 la Compañía cerró de la enmienda a su existente línea de crédito rotativo (la”Línea de Crédito Rotativo”) no garantizada, la cual fue aumentada de los $250 millones inicialmente comprometidos por los prestamistas en abril del 2010 a $350 millones. La enmienda se limitó a los mismos prestamistas de la Línea de Crédito Rotativo y adicionalmente a aumentar el monto de la línea de crédito, la Compañía extendió el plazo hasta abril 2013 y redujo tanto la cuota de compromiso como el margen aplicable. A la fecha, la Compañía no ha retirado fondos de esta línea de crédito y la Compañía no cree necesitar fondos para financiar el presupuesto de inversiones en bienes de capital del 2011. Los fondos se utilizarán según sean necesarios para aprovechar oportunidades en sector E&P en Colombia que puedan surgir en el momento y así cumplir con la estrategia de negocios de la Compañía. El margen aplicable y la cuota de compromiso seguirán siendo determinados de acuerdo con la calificación a los Pagarés con derechos prioritarios por Standard & Poor's Ratings Group y Fitch Inc. Con base en la calificación actual de la Compañía y el uso esperado, la cuota de compromiso se vera reducida de 100 bps a 75 bps y el margen aplicable de 325 bps a 250 bps sobre la tasa LIBOR. Sujeto a los eventos acostumbrados de aceleración estipulados en el acuerdo del crédito relacionados con la Línea de Crédito Rotativo, o a menos que la Compañía lo termine anticipadamente sin penalidad alguna, el repago del capital pendiente de la Línea de Crédito Rotativo será en su totalidad, en abril 26 de 2013. A marzo 31 del 2011, la Compañía había emitido cartas de crédito en firme para compromisos operacionales y de exploración por un total de $184 millones (Marzo 31 de 2009 - $143.8 millones). La mayoría de estas garantías bancarias están relacionadas con la compra de crudos livianos y compromisos exploratorios. El 5 de mayo de 2011 Moody's Investors Service asignó por primera vez una Calificación del Grupo Corporativo de Ba3 a Pacific Rubiales. Esta calificación Ba3 para la Compañía refleja la escala de sus reservas enfocadas en el petróleo y su producción, al igual que una posición de apalancamiento favorable, en conjunto con el historial de la Compañía para superar las dificultades presentadas por la infraestructura y lograr el crecimiento en la producción experimentado durante los últimos tres años, más la confianza en el experimentado y técnicamente capaz equipo administrativo. Adicionalmente, esta perspectiva positiva considera la expectativa que el patrón de crecimiento de la Compañía continuará en la medida que esta desarrolle sus prospectos mientras trabaja en la solución largo plazo de reemplazar la producción principal proveniente de los campos Rubiales y Piririantes que dichas concesiones expiren en el 2016. En Noviembre 3 del 2010, la Agencia de Calificación Crediticia Standard & Poor's elevó la calificación crediticia de Pacific Rubiales Energy Corp, de 'B+' a 'BB-’. La perspectiva es estable. También elevaron la calificación de los Pagares no asegurados a 'BB-'. Este aumento en la calificación esta basado en la mejoría del desempeño financiero de la Compañía resultante del fuerte aumento en la producción, la liquidez adecuada y la habilidad de generar suficiente flujo de caja operativo para financiar la mayoría de sus inversiones requeridas. La Compañía posee Pagarés con derechos preferenciales en circulación (los “Pagares”), los cuales representan con un monto de capital agregado de $450 millones y fechas de vencimiento a 10 de noviembre de 2014 (33.3%), 10 de noviembre de 2015 (33.3%), y 10 de noviembre de 2016 (33.4%). Los Pagarés devengan un interés del 8.75%, pagaderos el 10 de mayo y 10 de noviembre de cada año, los pagos comenzaron el 10 de mayo de 2010. Los Pagarés pueden redimirse en su totalidad (pero no parcialmente) en cualquier momento a discreción de la Compañía con un precio de redención igual al mayor de los siguientes (1) 100% del monto del capital de los Pagarés a ser redimidos, y (2) la suma de los valores actuales de los pagos programados restantes del capital e intereses descontados a la fecha de redención en base semestral a la Tasa de Tesorería aplicable más 75 puntos básicos, en cada caso más los intereses acumulados no pagados sobre el monto del capital pendiente de pago. Los pagarés son sénior no aseguradas y clasificadas en igual derecho de pago con toda la deuda sénior existente y futura de la Compañía. Los Pagarés cotizan en la Bolsa de Valores de Luxemburgo y se negocian en el Euro MTF.

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Títulos Valores Durante los tres meses finalizados en marzo 31 del 2010, ninguna de las debentures convertibles, no garantizadas, subordinadas fueron reclasificados en acciones ordinarias de la Compañía. El 10 de marzo de 2011, la Junta Directiva de la Compañía aprobó el pago de dividendos en efectivo por un monto agregado de $25 millones, o $0.093 por acción ordinaria. Los dividendos se pagaron el 30 de marzo de 2011 a los accionistas registrados al 16 de marzo del 2011; la fecha ex -dividendo es marzo 14 del 2011. Según el Contrato Fiduciario fechado agosto 28 de 2008 que rige las debentures Subordinadas Convertibles No Garantizadas de la Compañía (el “Contrato Fiduciario”), el pago de dividendos en diciembre 16 de 2010 causó un ajuste en la tasa de conversión aplicable a las Debentures. Sin embargo, de conformidad con las disposiciones del Contrato Fiduciario dado que el ajuste a la tasa de conversión resultante del pago de dividendos fue menor al 1%, el ajuste no se efectuó en ese momento, y a cambio, será realizado en el momento que se efectúe cualquier ajuste subsecuente. En enero 12 de 2010, la Compañía anuncio que más del 66 2/3% de sus garantías sobre acciones públicamente cotizadas, en circulación a diciembre 14 de 2009, habían sido ejercidas según la transacción de ejercicio anticipado. Como resultado de lograr el umbral del 66 2/3%, cada garantía sobre acción que no había sido ejercida durante el periodo de ejercicio anticipado de 30 días fue considerada automáticamente intercambiada por el titular de las garantías sobre acción, sin ninguna acción o pago de contraprestación adicional por parte del titular de la garantía sobre acción (incluyendo el pago del precio del ejercicio del mismo), por una contraprestación pagable por la Compañía de C$0.75 (el “Pago de Intercambio”) más una fracción de una acción ordinaria (colectivamente, las “Acciones de Intercambio”) igual a: (A) El precio de cotización promedio ponderado del volumen de las acciones ordinarias en el TSX durante los cinco días de operación inmediatamente anteriores a la fecha de expiración del periodo de ejercicio anticipado (el “Precio del Mercado”) menos (B) el precio actual del ejercicio, dividido por (C) el Precio de Mercado. Las garantías sobre acciones en posesión de titulares de estas en los EEUU no fueron sujetas al intercambio automático. En total, 27,295,661 garantías sobre acciones fueron intercambiadas en los primeros seis meses del 2010, por C$170 millones en efectivo y 27,106,081 acciones ordinarias de la Compañía.

Ingresos 1T 2011 Ventas netas de petróleo y gas $ por bpe petróleo y gas

2010

583,549

379,431

78.36

64.17

Los ingresos realizados durante el primer trimestre del 2011 totalizaron $583.5 millones (2010 - $379.4 millones), un incremento del 54% en comparación con el mismo periodo del 2010. Las ventas netas continuaron en alza principalmente debido al incremento del 51% en la producción y la construcción de instalaciones en los campos Rubiales, Quifa y La Creciente, en conjunto con mejores precios del petróleo y gas realizados durante los primeros tres meses del 2011 según se explica en la tabla presentada continuación. Los ingresos del primer trimestre fueron impactados por el momento del reconocimiento de ingresos por 732,934 bbl de petróleo crudo producidos durante el trimestre, pero exportados en la primera semana de abril del 2011. A continuación se presenta un análisis del aumento en los ingresos como resultado del cambio en el volumen y precio para el primer trimestre del 2011, en comparación con el mismo periodo del 2010:

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1T

2011 Total de bpe vedido (Mboe)

2010

7,447 583,549

%  Cambio  

1,534

26%

64.17

14.19

22%

379,431

204,118

54%

98,434

48%

105,684

52%

Precio Promedio Cvombinado - Petróleo y Gas y comercializacion 78.36 ($/bbl) Ingresos Totales (MUSD$)

Diferencia  

5,913

Razon de la diferencia (000$): Aumento debido al Volumen Aumento debido al precio

204,118

Costo de Operaciones 1T 2011 Costos Operativos Petróleo y Gas Overlift (Underlift) $ por bpe Petróleo y Gas $ por bpe Over/Underlift

2010

207,841 (18,064)

133,283 (4,865)

27.91 (2.43)

22.54 (0.82)

Notas:

(1) El Overlift / Underlift corresponden a cualquier desbalance de corto plazo resultante de derechos de producción acumulados y las ventas acumuladas atribuibles a cada participante en la fecha de reporte. Debido a la naturaleza de los acuerdos para el levante o compensación del petróleo y gas producido en operaciones conjuntas es poco práctico que cada participante reciba o venda su cuota exacta de la producción total durante el periodo. El exceso de carga (overlift) representa una obligación de transferir beneficios económicos futuros (al renunciar al derecho de recibir producción futura equivalente), y por lo tanto constituye un pasivo. El defecto de carga (underlift) representa un derecho a un beneficio económico futuro (por medio del derecho a recibir producción futura equivalente) lo cual constituye una cuenta por cobrar. (2)

El overlift reconocido al final de marzo 31 del 2011 de $18.1 millones, es el saldo neto entre las posiciones de overlift reflejadas a partir del cuarto trimestre de 2010 $23.9 millones (280,424 bpe), liquidado en el primer trimestre del 2011, y el overlift real a finales de marzo del 2010 de $6.2 millones (75,376 bpe). El saldo del overlift de $18.1 millones fue valorado al precio realizado del crudo pesado, y registrado como un pasivo y una reducción de los costos operativos a marzo 31 del 2011. Este overlift y su impacto financiero relacionado serán reversados una vez el volumen sea liquidado en el primer trimestre del 2011.

Los costos operativos para el petróleo y gas durante el primer trimestre del 2011 fueron $207.8 millones (2010 - $133.3 millones); el aumento sobre el periodo anterior del 2010 se debió principalmente al incremento en la producción del petróleo en los campos Rubiales y Quifa. Los costos de producción por bpe para el primer trimestre totalizaron $27.91, lo cual representa un aumento del 24% en comparación con el mismo periodo en el 2010, el cual se explica principalmente por el aumento en la producción en el primer trimestre del 2011 y un efecto positivo de $0.5 millones reconocido durante el primer trimestre del 2011 resultante de los contratos de administración de riesgos de divisas registrado en contra de los gastos operativos. El $27.91 por bpe consisten de un costo de producción de $5.50, costos de transporte de $10.88, costos de dilución de $13.37 y otros costos de recuperación por $(1.84).

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Agotamiento, Depreciación y Amortización Q1 2011 Agotamiento, depreciación y amortización $ por bpe

2010

149,060 20.02

85,760 14.50

El aumento en agotamiento, depreciación y amortización sobre el año anterior se debió principalmente al aumento de la producción y al aumento de los costos de propiedades de petróleo y gas incurridos y sujetos a agotamiento. Incluido en los costos sujetos a agotamiento existe un monto por $0.84 millardos (2010 - $0.21 millardos) de costos de desarrollos futuros que se estiman serán necesarios para desarrollar reservas probadas no desarrolladas.

Generales y Administrativos 1T 2011 Costos generales y administrativos $ por bpe

2010

31,245 4.20

19,047 3.22

Los gastos generales y administrativos para el primer trimestre finalizado en marzo 31 del 2011 fueron $31.2 millones (2010 - $19.0 millones), y el aumento se atribuye principalmente a honorarios profesionales y beneficios del personal adicional contratado en el 2010 y el primer trimestre del 2011 para apoyar el aumento en las operaciones y producción de petróleo y la campaña de perforación en otros bloques exploratorios en el 2010. Adicionalmente, parte del aumento se debió a la revaluación del 5% del peso colombiano frente al dólar americano en comparación con el mismo periodo del 2010. La mayoría de los costos generales y administrativos se incurren en pesos colombianos y por lo tanto están sujetos a las fluctuaciones al convertirlos a dólares americanos, después de tener en cuenta nuestras posiciones de cobertura de divisas. El número de empleados directos e indirectos en el primer trimestre del 2011 aumentó en un 73% para un total de 1,465 en comparación con los 846 empleados registrados en el mismo periodo del 2010. Durante el primer trimestre del 2011, los gastos generales y administrativos con base en gastos por bpe reflejan una reducción de $0.98/bpe (30%) en comparación con el mismo periodo de 2010 debido al aumento en la producción.

Compensación Basada en Acciones 1T 2011 Compensación basada en acciones $ por bpe

46,687 6.27

2010 40,822 6.90

La compensación basada en acciones fue $46.7 millones, como resultado de otorgar 4,331,500 (2010 - 6,296,500) opciones de acciones totalmente controladas en el primer trimestre del 2011 en comparación con los $40.8 millones reportados durante el año anterior. El aumento se debió al aumento del precio del mercado de la opción otorgada. Todas las opciones de acciones en circulación a marzo 31 del 2011 son totalmente controladas y ejercibles y el valor del mercado se calcula utilizando el modelo de precios de opciones Black-Scholes.

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Gasto por Impuesto al Patrimonio 1T 2011 Gasto por Impuesto al Patrimonio $ por bpe

2010

68,446 9.19

522 0.09

El 29 de diciembre de 2011 el Congreso colombiano aprobó una ley que impone una sobretasa sobre el impuesto al patrimonio existente en Colombia gravado a las empresas colombianas. Esta sobretasa tiene el efecto de aumentar la tasa del impuesto al patrimonio de la Compañía de 4.8% al 6% y se aplicable al siguiente patrimonio gravable en enero 1 del 2011. El impuesto total al patrimonio pagable por la Compañía para los años 2011 a 2014 es de $83.4 millones los cuales se cancelarán en ocho cuotas iguales. En contraste con la anterior legislación sobre el impuesto al patrimonio, este nuevo impuesto al patrimonio es pagable incluso en el caso que la Compañía deje de poseer patrimonio grabable en años subsecuentes. Como tal, la Compañía ha reconocido el impuesto al patrimonio pagable en el balance consolidado de la posición financiera con el gasto correspondiente en el actual trimestre. El monto reconocido es calculado al descontar los ocho pagos futuros de impuesto al patrimonio por el costo ponderado del capital de la Compañía al 10.8%

Cambio de Moneda Extrajera 1T 2011 Ganancia (perdida) en cambio $ por bpe

2010

3,953 0.53

13,525 2.29

La ganacia por diferencia en cambio resultó principalmente de la conversión de los activos y pasivos monetarios denominados en pesos colombianos y dólares canadienses a dólares américanos. Dado que la moneda funcional de la Compañía es el dólar canadiense, los saldos de efectivo y deuda expresados en dólares americanos estarán sujetos a las fluctuaciones del tipo de cambio. Para el primer trimestre de 2011 y 2010, el dólar canadiense se revaluo frente al dólar americano, lo que resulta en una ganancia cambiaria sobre la revalorización de los $450 millones de senior notes. Gastos Financieros

1T 2011 Gastos por Intereses $ por bpe

23,149 3.11

2010 13,876 2.35

Los gastos por intereses incluyen los intereses pagados por préstamos bancarios, debentures convertibles, los Pagarés y las cuotas de las cartas de crédito. Para los tres meses finalizados en marzo 31 del 2011, los gastos por intereses totalizaron $23.1 millones (Marzo 31 del 2010 - $13.9 millones). El aumento en gastos por intereses en comparación con el mismo trimestre del 2010 de debió principalmente a los intereses incurridos por pagares y cuotas de compromiso pagadas sobre la porción no utilizada de la Línea de Cerdito Rotativa. No se incurrió en nueva deuda a largo plazo durante el primer trimestre del 2011.

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Gastos por Impuesto sobre la Renta 1T 2011 Impuesto sobre la renta corriente Impuesto sobre la renta diferido Total

2010

77,657 (28,283) 49,374

57,076 (26,746) 30,330

La tasa impositiva en el Canadá es del 31% y en Colombia es del 33% del ingreso gravable. El Congreso Colombiano aprobó una reforma fiscal en diciembre 29 del 2010 la cual eliminó completamente este beneficio fiscal especial del 30% comenzando en enero del 2011. Sin embargo la nueva ley le permite a ciertos contribuyentes, quienes hayan presentado contratos de estabilización de impuestos antes de noviembre 1 del 2010 que mantengan este beneficio por otros tres años una vez aprobado por la correspondiente autoridad gubernamental. La Compañía esta en el procesos de revisión de sus contratos de estabilización y la Compañía espera un resultado positivo al respecto antes del final del 2011. Los gastos por impuesto a la renta aumentaron durante el periodo de tres meses finalizado en marzo 31 del 2011, lo cual está en línea con el aumento de los ingresos y la ganancia operativa. La tasa impositiva efectiva es mayor que la tasa estatutaria del 33% principalmente debido a los costos no deducibles para fines impositivos tales como los costos de compensación basada en acciones y las pérdidas en los contratos de gestión de riesgos. El actual impuesto a las ganancias representa los impuestos a las ganancias en efectivo estimados pagables para el periodo. El actual impuesto a las ganancias aumentó a $77.5 millones de $57 millones durante el mismo periodo del 2010, el cual se debió primordialmente al alza en los ingresos operativos y reducidos por la deducción especial para inversiones certificadas elegibles para el beneficio de impuesto especial.

Utilidad (Pérdida) Neta

1T 2011 Utilidad neta (pérdida) $ por bpe

(69,593) (9.34)

2010 76,127 12.87

La pérdida neta para los tres meses finalizados en marzo 31 del 2011, totalizaron $69.6 millones (2010 - $76.1 millones). Los resultados financieros de la Compañía durante el primer trimestre del 2011 se vieron afectados por un número de rubros no monetarios que totalizaron $203.8 millones. Estos rubros no monetarios están relacionados principalmente con perdidas no realizadas por ajuste al mercado en derivados por $92.6 millones, el impuesto al patrimonio en Colombia de $68.4 millones totalmente reconocido durante este trimestre, la compensación basada en acciones por $46.7 millones, y el efecto del cambio de divisas por $4 millones, los cuales se discuten detalladamente a continuación en este documento. Salvo el impuesto al patrimonio, estos rubros no monetarios pueden o no materializarse en periodos futuros. Excluyendo estos rubros, la Campania gano $134.2 millones, o $0.50 por acción común diluida como se indica a continuación:

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1T 2011

2010

Utilidad Neta (pérdida)

                     (69,593)                          76,128

Otros rubros no monetarios Pérdida cambio de moneda extranjera Pérdida (ganancia) en contratos de gestión de riesgos Compensacion a base de acciones Impuesto al patrimonio Utilidades netas (pérdida) - (excluye rubros no monetarios) Por acción - básica

                         (3,953)                          92,634                          46,687                          68,446 134,221                                  0.50

                     (13,525)                          (5,017)                          40,822                                    522 98,930                                  0.41

Flujo de Fondos de la Operaciones 1T 2011 Flujo de caja de las operaciones $ por acción diluida

319,803 1.19

2010 257,599 1.02

La Compañía continuó generado un flujo de caja positivo de las operaciones como resultado del aumento en la producción, junto con el aumento en el precio realizado combinado de petróleo y gas. El flujo de fondos de las operaciones durante el trimestre finalizado en marzo 31 del 2011 totalizó $266.7 millones. Este aumento se atribuye primordialmente al aumento del 25% en el netback combinado en el primer trimestre del 2011 en comparación con el mismo periodo del 2010 ($52.88 por bpe en el primer trimestre del 2011 versus $42.45 por bpe en el mismo periodo del 2010), al igual que el aumento significativo en la producción. El aumento en el netback de debió a los precios realizados más altos de $64.17 por bpe en el 2010 a $78.36 por bpe en el 2011. El flujo de fondos de las operaciones para el primer trimestre del 2011 aumentó en $62.2 millones en comparación en el mismo periodo del 2010, este aumento se atribuye principalmente al incremento en el netback debido a la mejoría de los precios realizados y al aumento significativo en la producción

Liquidez y Recursos de Capital Liquidez Los fondos aportados por las actividades operativas durante el trimestre finalizado en marzo 31 del 2011 totalizaron $320 millones (2010 – $258 millones), El aumento del flujo de caja en el 2011 fue el resultado del importante aumento en la producción y mayores precios combinados de petróleo y gas. La Compañía ha venido generando flujos de caja de las operaciones por la venta de crudo y gas natural y continúa adelante con sus planes para aumentar la producción futura. A marzo 31 del 2011, la Compañía poseía un capital de trabajo de $247.5 millones, compuesto principalmente por $604 millones en efectivo y equivalentes en efectivo, $306 millones en cuentas por cobrar, $92 millones en inventario, $2 millones en impuestos recuperables, $1.5 millones en gastos prepagados, $584 millones en cuentas por pagar y pasivos acumulados, $168 millones pagables por de impuesto sobre la renta y $6 millones en la porción actual de las obligaciones de arrendamientos financieros. En abril 27 de 2010, la Compañía cerró la sindicación de una Línea de Crédito Rotativa. El 13 de abril de 2011 la Compañía cerró una enmienda a la Línea de Crédito Rotativo. Como resultado de la demanda generada entre el principal sindicato, el monto de la Línea de Crédito Rotativo fue aumentada de los $250 millones inicialmente comprometidos por los prestamistas a $350 millones y, la Compañía extendió el plazo hasta abril 2013 y redujo tanto la cuota de compromiso como el margen aplicable. A marzo 31 del 2011 no se había efectuado préstamos con respecto a la Línea de Crédito Rotativo. La Compañía cree que posee los suficientes recursos para adelantar su plan de capital para el 2011, utilizando los flujos de caja de la Compañía provenientes de las operaciones y la deuda corriente actual. Con respecto a la amplia estrategia de integración de la Compañía (ver la sección “Estrategia” en la página 8), la Compañía pagará el plan de expansión con 27  

su propio flujo de efectivo. Sin embargo si se requieren recursos adicionales, los posibles fondos disponibles a la Compañía para financiar inversiones en bienes de capital y operaciones incluyen los flujos de caja de las operaciones, la Línea de Crédito Rotativa, el capital de trabajo existente o incurrir en nueva deuda, y la emisión de acciones ordinarias, si fuese necesario.

8. Inversiones en Bienes de Capital Las inversiones en bienes de capital durante el trimestre finalizado en marzo 31 del 2011 totalizaron $175.7 millones (2010 - $80.8 millones), de los cuales $75.5 millones se invirtieron en la expansión y construcción de infraestructura de producción, $41.5 millones se invirtieron en actividades de exploración incluyendo sísmica, aerogravimetría, aeromagnetometría y perforación; $56.1 millones se invirtieron en actividades de perforación de producción y $2.6 millones se invirtieron en otros proyectos como se indica a continuación:

 Inversiones  e n  bienes  de  capital  netas                                   (Miles  de  $)     1T Instalaciones  de  producción   Perforación  de  exploración  i ncl.  Sismica  a cq. Perforación  de  desarrollo   Otros  proyectos  (STAR,  Llanomulsion,  exportacion  de  gas  ) Total  Inversiones  e n  bienes  de  capital  

2011                                                    75,535                                                    41,526                                                    56,058                                                        2,563                                                175,682

2010                                              36,633                                              13,418                                              30,753                                                          -­‐                                              80,804

Plan de Inversiones en Bienes de Capital para el 2011 La Compañía anunció en enero 10 del 2011 su presupuesto de capital totalmente financiado para el 2011 el cual incluye un programa de inversión en bienes de capital por $1.12 millardos. Con este programa de inversión la Compañía aumentará significativamente su producción bruta operada de una producción promedio en el 2010 de 144,307 bpe/d a 265,000 bpe/d para finales del 2011. La estrategia de inversión en bienes de capital conlleva dos iniciativas principales a largo plazo: (i) crecimiento basado en el descubrimiento, desarrollo y producción de reservas nuevas y existentes; y (ii) asegurar el acceso a mercados al participar en proyectos claves de infraestructura de puertos y transporte de petróleo y gas. Para el 2011, la Compañía ha presupuestado $340 millones para actividades exploratorias en la medida que se embarca en un esfuerzo mucho más intensivo en más de 26 de sus bloques en Colombia e inicia operaciones en Perú y Guatemala. La Compañía planea invertir $438 millones en instalaciones de producción, principalmente en Quifa y Rubiales, particularmente ahora que la meta es incrementar la producción en el campo Quifa y continúa expandiendo las capacidades de manejo del fluido en el campo Rubiales. La expansión de la capacidad de producción en todos los campos requiere una inversión de $139 millones en perforación de desarrollo. Finalmente, la Compañía ha destinado $204 millones para proyectos tales como STAR, inversión en Tecnología de Información y en proyectos de transporte y puertos. El programa de inversión en bienes de capital de $1.12 millardos representa un aumento de $359 millones en comparación con las inversiones en bienes de capital ejecutadas en el 2010. La amplia estrategia de integración de la Compañía (ver la sección de “Estrategia” en la página 8) requiere inversiones mínimas, con excepción de las inversiones en bienes de capital de exploración y producción (mencionadas el párrafo anterior) y el proyecto OBC. Este último tendrá su propio medio de financiamiento bajo la estructura de Entidad para Propósitos Especiales (SPV siglas en inglés) .

9. Compromisos y Contingencias Durante el curso normal de los negocios, la Compañía celebró acuerdos que impactarán las operaciones futuras y la liquidez de la Compañía. Los principales compromisos de la Compañía son acuerdos en firme “ship or pay” para el transporte de petróleo y gas, obligaciones de abandono, repago de deudas, contratos de servicios con proveedores relacionados con la exploración y operación de propiedades petroleras, y contratos de ingeniería y construcción entre otros. La siguiente tabla presenta un resumen de los compromisos de la Compañía a marzo 31 del 2011:

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2011 Arrendamientooperativo Compromisos,  transporte  y  procesamiento Minimo  compromiso  de  trabajo Inversion  e n  OBC Maurel  e t  Prom  -­‐  SPA Contrato  EPC  (linea  de  transmision) Total

2012

2013

2014

$                            196 $                            578 $                    6,173 $                    5,509                      35,235                    46,980                    46,980                    46,980                120,380                100,350                    42,428                    30,778                242,676                                            -­‐                                            -­‐                                            -­‐                      73,000                    20,000                    20,000                    10,000                100,885                                            -­‐                                            -­‐                                            -­‐ $            572,372 $            167,908 $            115,581 $                93,267

2015

Subsequent   to  2017

Total

$                    5,509                    41,580                                            -­‐                                            -­‐                                            -­‐                                            -­‐ $                47,089

$                30,074                    83,160                                            -­‐                                            -­‐                                            -­‐                                            -­‐ $            113,234

$                    48,039                    300,915                    293,936                    242,676                    123,000                    100,885 $        1,109,451

La Compañía tiene varios compromisos correspondientes al curso ordinario del negocio entre el 2011 subsecuentemente hasta el 2016:

(a) (b) (c  ) (d) (e) (f)

y

a)

Arrendamientos operativos por $48 millones principalmente relacionados con el contrato de alquiler de oficinas en Bogotá con un plazo de 10 años firmado en enero del 2011, y el contrato de arrendamiento de la oficina en Canadá.

b)

Los contratos ”ship or pay”, totalizan $300.9 millones de la siguiente manera: $280.7 millones acordados con ODL para el transporte del crudo del campo Rubiales al sistema de transporte de petróleo en Colombia, y $20.2 millones firmado con Promigas para el transporte del gas desde el Campo La Creciente para conectar el gasoducto Cartagena y entregar el producto en las instalaciones del cliente.

c)

Inversiones mínimas de capital estipuladas en contratos E&P que incluyen la adquisición y procesamiento de datos sísmicos y la perforación de pozos exploratorios en Colombia, Peru y Guatemala.

d)

Los $242.6 millones representan el compromiso futuro de pagar en el 2011 la adquisición de una participación del 32.9% en el OBC para una inversión total de $1.03 millardos ($340 millones es la participación de la Compañía). La inversión en el OBC se contabiliza utilizando el método del valor neto.

e)

El 31 de marzo de 2011, la Compañía anunció la adquisición del 49.9999% de la participación de Maurel et Prom en los bloques Sabanero, Muisca, SSJN-9, CPO-17 yCOR-15. Conbase en el Acuerdo de Compraventa Rubiales pagará a Maurel et Prom una contraprestación monetaria máxima de $66 millones como reembolsos por costos anteriores de exploración en los bloques incurridos al 31 de marzo de 2011. Adicionalmente, la Compañía asume i) una obligación total de financiamiento de hasta $120 millones durante tres años para actividades de exploración en los bloques SSJN-9, CPO-17 and Muisca, ii) una obligación total de financiamiento de las actividades de exploración en los bloques Sabanero y COR-15 con un reembolso proveniente del flujo de caja libre.

f)

Los acuerdos para la construcción de una nueva línea de transmisión eléctrica con una extensión de 260 km y 520 torres desde la hidroeléctrica Chivor hasta el campo Rubiales. La construcción comenzará durante la segunda mitad del 2011, una vez se obtengan los respectivos permisos ambientales.

Las revelaciones acerca de los compromisos importantes de la Compañía se encuentran en la nota 13 de los estados financieros consolidados. La Compañía no tiene compromisos fuera del balance.

10. Contratos de Administración de Riesgos La Compañía poseía los siguientes contratos de administración de riesgo sobre el precio de los productos básicos, en circulación a marzo 31 del 2011:

29  

Tipo de  Instrumento   Collar costo cero   Opción de compra  

Volumen   (bbl)  

Plazo   Abril 2011 a Diciembre 2012   Noviembre 2011 a Enero 2012  

Opción de venta  

Abril a Julio 2011  

13,421,400      

Piso/Techo or   Precio de Ejercicio   ($/bbl)   Referencia   70-80 / 98-120  

WTI  

1,680,000   114.10 -118.80      

WTI  

1,532,500      

WTI  

40-70  

Tota l   Corto-plazo  

Valor Mercado  

   (131,695)      (11,991)      (1,538)   $  (145,224)        (123,354)      (21,870)   $  (145,224)    

Largo-plazo   Tota l  

El valor del mercado de los contratos de administración de riesgo sobre el precio de los productos básicos, como los hidrocarburos, se vio impactado por varios factores acontecidos durante el primer trimestre del 2011, incluyendo protestas civiles en países del Medio Oriente y África, al igual que el terremoto y tsunami que afectó al Japón. Para el trimestre finalizado marzo 31 del 2011, la Compañía registró pérdidas por $92.6 millones (2010 - $5.0 millones en guanacias) en contratos de gestión de riesgo del precio de los productos básicos en ganancias netas. Incluido en estos montos se encuentran $91.6 millones en pérdidas no realizadas (2010– $6.8 millones en ganancias) representando el cambio en el valor de mercado de los contratos, y $1.0 millones de pérdidas realizadas (2010 - $1.6 millones en pérdidas). Si el precio forward del crudo WTI a marzo 31 del 2011 hubiera sido $1/bpe más alto o más bajo, la pérdida no realizada en estos contratos cambiaria en aproximadamente $9.7 millones (2010 – $1.5 millones) y se reflejaría en el balance de las operaciones de la Compañía. Derivados de moneda extranjera La Compañía está expuesta a fluctuaciones de divisas del peso colombiano (COP) y el dólar canadiense con respecto al dólar americano. Para reducir su exposición al cambio de divisas asociados con gastos administrativos incurridos en COP, la Compañía puede suscribir contratos de gestión de riesgos de moneda extranjera tales como forwards, opciones y collares costo cero. La Compañía tiene los siguientes contratos de gestión de riesgos en circulación a marzo 31 del 2010 que califican para contabilidad de cobertura de flujo de efectivo:

Instrumento   Collar de moneda  

Plazo   Abril a Diciembre 2011  

Monto Nocional   ($)   $

405,000  

Piso-techo   (COP/$)   1860 - 1930  

Valor del mercado  

($)   $

6,253  

La porción efectiva del cambio en el valor de mercado en las coberturas de moneda extranjera es reconocida en otros ingresos globales como pérdidas o ganancias no realizadas en coberturas de flujo de efectivo. La porción efectiva es reclasificada como gastos operativos en ganancias netas en el mismo periodo en el cual se incurre en los gastos operativos cubiertos. Durante el trimestre finalizado en marzo 31 del 2011, $7.1 millones (2010 - $8.0 millones) de ganancias no realizadas fueron registradas en otros ingresos globales, y subsecuentemente registradas en contra de gastos operativos cuando se realizaron las utilidades. La Compañía excluye cambios en el valor del mercado debido al valor del tiempo de las opciones y registra estos montos a la par con la ineficacia de la cobertura en ganancias o pérdidas en el cambio de divisas en el periodo en que estos se hacen efectivos. Durante el trimestre finalizado en marzo 31 del 2011, $1.9 millones de ineficacia fueron registrados como pérdidas en el cambio de divisas (2010 - $0.5 millones)

30  

11. Información Trimestral Seleccionada (En miles de US$ excepto por cantidaes de acciones accion según se indique

2011 1T

2009 (5) 3T

2010 4T

3T

2T

1T

4T

2T

(Re-emitido (4))

Financieros: Ventas netas Ganancias netas (pérdidas ) para el periodo Ganancias (pérdidas) por acción - basico - diluido (1) (2) (3) (4)

(5)

583,549 (69,593) $ $

516,730 82,993

(0.26) $ (0.26) $

0.31 $ 0.29 $

408,535 86,535 0.33 $ 0.31 $

356,848 19,382 0.07 $ 0.07 $

379,431 76,127 0.32 $ 0.30 $

211,650 3,218 0.02 $ 0.02 $

156,557 (63,107)

160,994 (118,540)

(0.29) $ (0.29) $

(0.56) (0.56)

Calculado en base al flujo de caja proveniente de las operaciones antes de los cambios en el capital de trabajo no monetario. Los datos del netback operativo combinado se basan en la venta de producción diaria promedio ponderada Los datos del netback operativo están basados en la producción diaria promedio ponderada vendida La Compañía ha reformulado sus estados financieros consolidados del 2009 con el fin de corregir un error que resulto en una sobreestimación de las cuentas por pagar y de las obligaciones acumuladas a diciembre 31, 2009. Esto ocurrió en el cuarto trimestre del 2009 como resultado de la amalgamación de varias subsidiarias de la Compañía y una conversión del sistema de planeación de recursos de la corporación. Las cifras comparativas del 2009 fueron preparadas de conformidad con las PCGA Canadienses

Durante el primer trimestre del 2011 las ventas netas totalizaron $583.5 millones, un aumento de $110.5 en comparación con el trimestre anterior en el 2010, debido a un aumento en la producción y a los mejores precios realizados de petróleo y gas. Las ganancias netas disminuyeron en $145.7 millones debido a rubros no monetarios que alcanzaron los $203.8 millones, los cuales están relacionados principalmente con perdidas no realizadas por ajuste al mercado en derivados por $92.6 millones, el impuesto al patrimonio en Colombia de $68.4 millones totalmente reconocido durante este trimestre, el efecto de la compensación basada en acciones por $46.7 millones, al igual que el efecto del cambio de divisas por $4 millones.

12. Datos de Acciones en Circulación Acciones Comunes Emitidas y Totalmente Pagadas En marzo 31 del 2011, había 268,124,603 acciones ordinarias emitidas y en circulación. La Compañía no tiene acciones sujetas a restricciones de cuenta recaudadora o acuerdos de grupo El 6 de marzo de 2011, la Compañía anunció la radicación de una Notificación de Intención, sujeta a la aprobación de la TSX, para la compra para cancelación de hasta un máximo de 11,598,513, o el 4.3% del total de las acciones ordinarias emitidas y en circulación de la Compañía al 31 de marzo de 2011, por intermedio de la TSX y la Bolsa de Valores de Colombia (la "BVC"). Existe un total de 268,124,603 acciones ordinarias emitidas y en circulación a marzo 31 del 2011. La Compañía determinará el numero real de acciones ordinarias que podrá comprase y el momento de dichas compras, sujeto al cumplimiento de las reglas aplicables de la TSX. Las compras diarias estarán limitadas a 442,322 acciones ordinarias, salvo las excepciones de compras en bloque. La Compañía comenzó la oferta en abril 8 del 2011, y si fuese necesario la mantendrá abierta hasta abril 7 del 2012 o en la fecha en la cual la Compañía haya comprado el máximo numero de acciones ordinarias permitida por la oferta, cualquiera que suceda primero. A la fecha la Compañía no ha comparado ninguna acción ordinaria, de conformidad con la oferta del emisor. Opciones sobre Acciones y Garantías sobre Acciones Al 31 de marzo de 2011, 611,682 garantías sobre acciones para adquirir un igual número de acciones ordinarias ejercibles estaban en circulación y 25,079,879 opciones sobre acciones estaban en circulación, todas estas eran ejercibles.

31  

13. Nuevos Pronunciamientos Contables Adopción por Primera Vez de las IFRS Los estados financieros consolidados provisorios de la Compañía en y para el periodo de tres meses finalizados marzo 31 del 2011, han sido preparados de conformidad con los Estándares Internacionales de Reportes Financieros Adopción por Primera Vez de las IFRS (“IFRS 1”) y la Norma Internacional de Contabilidad 34 Reporte Financiero Provisorio (“IAS 34”) según lo emitido por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad. Estos son los primeros estados financieros consolidados provisorios preparados de conformidad con las IFRS, utilizando las políticas contables que la Compañía intenta adoptar en sus estados financieros anuales para el año finalizado en diciembre 31 del 2011. Anteriormente la Compañía preparaba sus estados financieros de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en el Canadá (“PCGA Canadienses”). La transición a la IFRS arrojó cambios a las políticas contables previamente aplicadas por la Compañía aplicadas y se divulgadas en los estados financieros consolidados para el año finalizado en diciembre 31 de 2010, preparados de conformidad con las PCGA Canadienses. En la Nota 24 de los estados financieros consolidados provisorios se presenta un resumen de los cambios significativos aplicados a las políticas contables de la Compañía al igual que el impacto del cambio a IFRS en los periodos comparativos.

Excepciones IFRS 1 El principio general que se aplicara en la adopción por primera vez del IFRS es que las normas vigentes en la primera fecha anual de reporte (Diciembre 31 del 2011) se aplicarán como la fecha de transición al IFRS (Enero 1 del 2011) y durante todos los periodos presentados en los primeros estados financieros IFRS. IFRS 1 contiene un numero de excepciones cuya aplicación le son permitidas a la compañías. La Compañía ha elegido aplicar las siguientes excepciones: a) b) c) d)

Aplicar IFRS 3 Combinaciones de Negocios prospectivas y no reposicionar combinaciones de negocios efectuadas antes de Enero 1 de 2010. No aplicar IFRS 2 Pagos en Base a la Participación para concesiones de capital efectuadas antes de enero 1 del 2011 Considerar en cero, a enero 1 de 2010 las diferencias acumulativas en el cambio de divisas para todas operaciones en el extranjero. Considerar el costo de las propiedades de petróleo y gas y los activos de exploración y evaluación igual al valor libro neto de la propiedad, plantas y equipos históricos bajo las PCGA Canadienses a enero 1 del 2010.

Reconciliaciones de las PCGA Canadienses con las IFRS Durante la preparación de los estados financieros consolidados condensados provisorios, la Compañía ha ajustado montos reportados anteriormente en sus estados financieros consolidados preparados bajo las PCGA Canadienses. Una explicación de la manera como la transición de las PCGA Canadienses a los IFRS ha impactado los estados consolidados de la posición financiera de la Compañía, los estados consolidados de ingresos y patrimonio neto se incluye en las siguientes reconciliaciones y anotaciones Reconciliación del Balance Consolidado de la Posición Financiera a Enero 1 de 2010.

E n e .   1,   2 0 10 C d n   G A A P

O &G   A c tiv o s ( 1)

T ra n s m e ta (2)

A c tiv o s  c o rrientes A c tiv o s  no  c o rrientes T o ta l   a c tiv o s

$                      656,296                        2,162,814 $      2 ,8 19 ,110

$                                  -­‐                              -­‐ $            -­‐

$                  (13,925) $                                  -­‐                            (3,495)                              -­‐ $      ( 17 ,4 2 0 ) $            -­‐

$                          (2,693) $                    (3,926) $                                                            -­‐                          100,732                              3,536                                            28,123 $          9 8 ,0 3 9 $              ( 3 9 0 ) $                   2 8 ,12 3

$                                          -­‐ $                        635,752                                    (124)                          2,291,586 $               ( 12 4 ) $    2 ,9 2 7 ,3 3 8

P as iv o s  c o rrientes P as iv o s  no  c o rrientes T o ta l   p a s iv o s

                           250,938                        1,039,414        1,2 9 0 ,3 5 2

                             -­‐                              -­‐                 -­‐

                           (7,990)                              -­‐                                        108                            253             ( 7 ,8 8 2 )                2 5 3

                                     (846)                                      126                                22,091                                      -­‐                2 1,2 4 5                      12 6

                                     -­‐                                      -­‐                      -­‐

P atrimo nio  neto T o ta l   p a s iv o s   y   p a trim o n io   n e to

                     1,528,758 $      2 ,8 19 ,110

                             -­‐ $            -­‐

                           (9,538)                          (253)                              76,794 $      ( 17 ,4 2 0 ) $            -­‐ $          9 8 ,0 3 9

ARO (3)

Im p u e s to   D if e rid o (4)

A d q u is ic io n   T ie rra s (5)

In v e rs io n e s   C a p ita l (6)

                                                       -­‐                                                        -­‐                                  -­‐

                                   (516)                                            28,123 $              ( 3 9 0 ) $                   2 8 ,12 3

M o n e d a   F u n c io n a l E n e ro .   1,   2 0 10 (7) IF R S

                             242,228                            1,061,866          1,3 0 4 ,0 9 4

                                   (124)                          1,623,244 $               ( 12 4 ) $    2 ,9 2 7 ,3 3 8

32  

Reconciliación del Balance Consolidado de la Posición Financiera a Marzo 31 de 2010.

M a r.   3 1,   2 0 10 C d n   G A A P

O &G   A c tiv o s ( 1)

T ra n s m e ta (2)

ARO (3)

Im p u e s to   D if e rid o (4)

A d q u is ic io n   T ie rra s (5)

In v e rs io n e s   C a p ita l (6)

M o n e d a   F u n c io n a l (7)

M a r.   3 1,   2 0 10 IF R S

A c tiv o s  c o rrientes A c tiv o s  no  c o rrientes A c tiv o s   c o rrie n te s

$                            827,902                            2,365,851 $       3 ,19 3 ,7 5 3

$                              (834) $                              (470) $                                              -­‐ $                        (2,459) $                        (4,405) $                                              -­‐                          (15,438)                                (3,617)                                (1,209)                          107,145                                3,536                            30,920 $       ( 16 ,2 7 2 ) $          ( 4 ,0 8 7 ) $           ( 1,2 0 9 ) $      10 4 ,6 8 6 $                ( 8 6 9 ) $        3 0 ,9 2 0

$                                          -­‐                                    404 $                4 0 4

$                                819,734                            2,487,592 $       3 ,3 0 7 ,3 2 6

P as iv o s  c o rrientes P as iv o s  no  c o rrientes T o ta l   p a s iv o s

                                   331,988                            1,069,522              1,4 0 1,5 10

                                         -­‐                                          -­‐                        -­‐

                                     -­‐                                      -­‐                      -­‐

                                     334,418                              1,056,030             1,3 9 0 ,4 4 8

P atrimo nio  neto T o ta l   p a s iv o s   y   p a trim o n io   n e to

                           1,792,243 $       3 ,19 3 ,7 5 3

                         (16,272)                              (6,734)                                    (227)                          117,304 $       ( 16 ,2 7 2 ) $          ( 4 ,0 8 7 ) $           ( 1,2 0 9 ) $      10 4 ,6 8 6

                                   404 $                4 0 4

                               1,916,878 $       3 ,3 0 7 ,3 2 6

                               2,539                                          108                 2 ,6 4 7

                                         -­‐                                          -­‐                                      (109)                                          -­‐                                    (982)                            (12,618)                                          -­‐                                          -­‐                    ( 9 8 2 )             ( 12 ,6 18 )                      ( 10 9 )                        -­‐                                    (760)                            30,920 $                ( 8 6 9 ) $        3 0 ,9 2 0

Reconciliación del Balance Consolidado de la Posición Financiera a Diciembre 31 2010.

D ic .   3 1,   2 0 10 C d n   G A A P

O &G   A c tiv o s ( 1)

T ra n s m e ta (2)

ARO (3)

Im p u e s to   D if e rid o (4)

A d q u is ic i o n   T ie rra s (5)

In v e rs io n e s   C a p ita l (6)

M o n e d a   F u n c io n a l (7)

D ic .   3 1,   2 0 10 IF R S

A c tiv o s  c o rrientes A c tiv o s  no  c o rrientes A c tiv o s   c o rrie n te s

$                          984,393                        2,870,693 $    3 ,8 5 5 ,0 8 6

$                            690 $                  (9,366) $                                        -­‐                      (81,951)                      (11,093)                          2,644 $    ( 8 1,2 6 1) $  ( 2 0 ,4 5 9 ) $        2 ,6 4 4

$                        (2,669) $                  (5,324) $                                                    -­‐                          166,142                            4,431                                  34,798 $      16 3 ,4 7 3 $            ( 8 9 3 ) $             3 4 ,7 9 8

$                                                    -­‐                                                741 $                        7 4 1

$                        967,724                      2,986,405 $    3 ,9 5 4 ,12 9

P as iv o s  c o rrientes P as iv o s  no  c o rrientes T o ta l   p a s iv o s

                                   801,712                            1,018,302            1,8 2 0 ,0 14

                                   -­‐                                    -­‐                    -­‐

                             (3,396)                                    (111)                                                -­‐                                4,779                                    -­‐                                                -­‐                  1,3 8 3                    ( 111)                             -­‐

                                               -­‐                                                -­‐                             -­‐

                             783,932                        1,025,372         1,8 0 9 ,3 0 4

P atrimo nio  neto T o ta l   p a s iv o s   y   p a trim o n io   n e to

                       2,035,072 $    3 ,8 5 5 ,0 8 6

                     (81,261)                        (6,300)                                  467 $    ( 8 1,2 6 1) $  ( 2 0 ,4 5 9 ) $        2 ,6 4 4

                       162,090 $      16 3 ,4 7 3

                                               741 $                        7 4 1

                       2,144,825 $    3 ,9 5 4 ,12 9

                   (14,273)                                    -­‐                                      114                            2,177         ( 14 ,15 9 )              2 ,17 7

                             (782)                                  34,798 $            ( 8 9 3 ) $             3 4 ,7 9 8

Reconciliación del Balance Consolidado de Ingresos para los tres meses finalizados en Marzo 31 de 2010.

Mar.  31,  2010 Cdn  GAAP

Ventas  petroleo  y  gas Costos  de  operaciones Costos  de  producción  y  operaciones Agotamiento,  depreciación  y  amortización

O&G  Activos (24.1)

$                                    380,523 $                                          -­‐

Transmeta (24.2)

ARO (24.3)

$                              (1,092) $                                          -­‐

Impuesto   Diferido (24.4)

$                                          -­‐

Adquisicion   Tierras (24.5)

$                                          -­‐

Inversiones  de   Capital (24.6)

Moneda   Funcional (24.7)

Mar.  31,  2010 IFRS

$                                          -­‐

$                                          -­‐

$                                  379,431

                                       131,366                                            402                                          (422)                                              -­‐                                              64,285                                15,912                                              -­‐                                              -­‐                                        195,651                                16,314                                          (422)                                                        -­‐

                                   (2,928)                                              -­‐                                      5,563                                              -­‐                                      2,635                                                        -­‐

                                             -­‐                                              -­‐                                                        -­‐

                                             -­‐                                              -­‐                                                        -­‐

                                     128,418                                            85,760                                      214,178

                                       184,872                              (16,314)                                          (670)                                                        -­‐

                                   (2,635)                                                        -­‐

                                                       -­‐

                                                       -­‐

                                     165,253

                                             19,808                                                  (5)                                          (674)                                              (26)                                                (56)                                              -­‐                                              40,822                                              -­‐                                              -­‐                                              -­‐                                                -­‐                                              -­‐                                              60,630                                                  (5)                                          (674)                                              (26)                                                (56)                                                        -­‐

                                             -­‐                                              -­‐                                                        -­‐

                                             -­‐                                              -­‐                                                        -­‐

                                           19,047                                            40,822                                            59,869

Ganancias  de  las  operaciones

                                       124,242                              (16,309)                                                      4                                                  26                                    (2,579)                                                        -­‐

                                                       -­‐

                                                       -­‐

                                     105,384

Costos  financieros Ganancias  (pérdidas)  de  i nversiones  e n  capital Impuesto  al  patrimonio Cambio  de  divisas Ganancias  (pérdidas)  gestión  de  riesgos Otros  gastos Ganacias  netas  (pérdidas)  antes  de  impuesto  sobre  la  renta

                                         (13,916)                                                          -­‐                                                      (522)                                          (31,750)                                                  5,017                                              (1,621)                                              81,450

                                             -­‐                                              -­‐                                  (1,184)                                              -­‐

Gasto  i mpuesto  sobre  l a  renta

                                         (49,324)                                              -­‐

Ganacias  netas  (pérdidas)  para  el  periodo

                                             32,126                              (16,270)                                      2,803                                                  26                                  40,510                                          (244)                                  (1,184)                                18,360                                            76,127

Ganancias  antes  de  la  nota  siguiente Gastos Generales  y  administrativos Pagos  basados  e n  acciones

                                                 40                                              -­‐                                              -­‐                                              -­‐

                                       (13,876)                                            (1,184)                                                    (522)                                              -­‐                                      3,064                                              -­‐                                  24,095                                          (244)                                              -­‐                                18,360                                            13,525                                              -­‐                                              -­‐                                              -­‐                                                -­‐                                              -­‐                                              -­‐                                              -­‐                                                5,017                                                  (1)                                          (265)                                              -­‐                                                -­‐                                              -­‐                                              -­‐                                              -­‐                                            (1,887)                              (16,270)                                      2,803                                                  26                                  21,516                                          (244)                                  (1,184)                                18,360                                      106,457                                              -­‐

                                             -­‐                                              -­‐

                                               -­‐                                                -­‐

                                             -­‐                                              -­‐

                                             -­‐

                                 18,994                                              -­‐

                                             -­‐

                                             -­‐

                                       (30,330)

Otro ingreso global Diferencias por la conversión de operaciones en el extranjero Ganancias no realizadas en coberturas de efectivo (cero efectos fiscales)

Ingresos globales para el périodo

                                                 4,819                                                  8,036                                              12,855                                              -­‐

                                             -­‐                                              -­‐                                              -­‐

                                             -­‐                                              -­‐                                              -­‐

                                               -­‐                                                -­‐                                                -­‐

                                             -­‐                                              -­‐                                              -­‐

                                     3,752                              (17,832)                                            (9,261)                                              -­‐                                              -­‐                                                8,036                                      3,752                              (17,832)                                            (1,225)

                                             44,981                              (16,270)                                      2,803                                                  26                                  40,510                                          (244)                                      2,568                                            528                                            74,902

33  

Reconciliación del Balance Consolidado de Ingresos para el año finalizado en Diciembre 31 de 2010.

Dic.  31,  2010 Cdn  GAAP

Ventas  petroleo  y  gas

O&G  Activos (24.1)

Moneda   Funcional (24.7)

Dic.  31,  2010 IFRS

$                    1,661,544

                                       626,772                                (1,435)                                  5,035                                            -­‐                                        298,567                              83,083                                            -­‐                                            -­‐                                        925,339                              81,648                                  5,035                                            -­‐

                                                     -­‐                                            -­‐                                          12,658                                            -­‐                                          12,658                                            -­‐

                                           -­‐                                            -­‐                                            -­‐

                                                   -­‐                                                    -­‐                                                    -­‐

                               630,372                                394,308                        1,024,680

                                       736,205                          (81,648)                                (5,035)                                                    -­‐

                                     (12,658)                                                    -­‐

                                                   -­‐

                                                             -­‐

                               636,864

                                       111,919                                  1,253                                (3,699)                                      (380)                                                      104                                            -­‐                                              73,327                                            -­‐                                            -­‐                                            -­‐                                                      -­‐                                            -­‐                                        185,246                                  1,253                                (3,699)                                      (380)                                                      104                                                    -­‐

                                           -­‐                                            -­‐                                                    -­‐

                                                   -­‐                                                    -­‐                                                              -­‐

                               109,197                                    73,327                                182,524

Ganancias  de  las  operaciones

                                       550,959                          (82,901)                                (1,336)                                          380                                      (12,762)                                                    -­‐

                                                   -­‐

                                                             -­‐

                               454,340

Costos  financieros Ganancias  (pérdidas)  de  i nversiones  e n  capital Cambio  de  divisas Ganancias  (pérdidas)  gestión  de  riesgos Otros  gastos Ganacias  netas  (pérdidas)  antes  de  impuesto  sobre  la  renta

                                         (76,447)                                              (1,634)                                          (11,092)                                          (40,230)                                                      (951)                                        420,605

                                           -­‐                                  9,404                                            -­‐                                            -­‐                                      (304)                                  9,100

                                                   -­‐                                                    -­‐                                      30,654                                                    -­‐                                                    -­‐                                      30,654

                               (77,383)                                        7,770                                    33,851                                (40,230)                                        2,718                                381,066

Gasto  i mpuesto  sobre  l a  renta

                                     (202,999)                                            -­‐

                                           -­‐

                                                   -­‐

                           (115,979)

Ganacias  netas  (pérdidas)  para  el  periodo

$                                    217,606 $                      (81,260) $                              3,285 $                                      720 $                                    85,248 $                                  (266) $                              9,100 $                                  30,654 $                          265,087

                               (1,112)                                            -­‐                                            -­‐                                            -­‐                                  2,753                          (81,260)

                                         176                                            -­‐                                  2,937                                            -­‐                                  1,375                                  3,152

                                           -­‐                                            -­‐                                          340                                            -­‐                                            -­‐                                          720

                                         133                                            -­‐

$                                                  -­‐

Adquisicion   Inversiones  de   Tierras Capital (24.5) (24.6)

$                                                -­‐

Gastos Generales  y  administrativos Pagos  basados  e n  acciones

$                                      -­‐

Impuesto   Diferido (24.4)

$                                      -­‐

Ganancias  antes  de  la  nota  siguiente

$                                      -­‐

ARO (24.3)

$                                      -­‐

Costos  de  operaciones Costos  de  producción  y  operaciones Agotamiento,  depreciación  y  amortización

$                            1,661,544 $                                      -­‐

Transmeta (24.2)

                                                     -­‐                                                      -­‐                                          11,278                                                      -­‐                                                  (155)                                          (1,639)

                                           -­‐                                            -­‐                                      (266)                                            -­‐                                            -­‐                                      (266)

                                         86,887                                            -­‐

Otro ingreso global Diferencias por la conversión de operaciones en el extranjero Ganancias no realizadas en coberturas de efectivo (cero efectos fiscales) Ganancias realizadas en coberturas de efectivo (cero efectos fiscales)

Ingresos globales para el périodo

                                             11,577                                              21,721                                          (21,721)                                              11,577                                            -­‐

                                           -­‐

                                           -­‐

                                                     -­‐

                                           -­‐

$                          (2,425)                                    (29,789)                                (20,637)                                    21,721                                (21,721)                                (2,425)                                    (29,789)                                (20,637)

                                       229,183                          (81,260)                                  3,285                                          720                                          85,248                                      (266)                                  6,675                                                  865                                244,450

Anotaciones para las reconciliaciones de las PCGA Canadienses a los IFRS 1. Propiedades de petróleo y gas y activos de exploración y evaluación La Compañía ha decidido aplicar la excepción bajo IFRS 1 para estimar el costo de las propiedades de petróleo y gas y loa activos de exploración y evaluación a enero 1 del 2010 igual al valor libro neto de la propiedad, planta y equipos registrados bajo las PCGA Canadienses Bajo las PCGA Canadienses, la depreciación, agotamiento y amortización de las propiedades de petróleo y gas se determina en base a una unidad de producción donde Colombia se considera un centro de costos. Bajo la IAS 16 Propiedad, Planta y Equipos la depreciación, agotamiento y amortización es calculada a nivel de la unidad generadora de efectivo, la cual la Compañía haya determinado ser los mayores campos productores La depreciación cargada a ciertos activos administrativos relacionados con campos productores de petróleo ahora se incluye bajo costos de operaciones en vez de en gastos generales y administrativos

2. Consolidación de Transmeta Bajo las PCGA Canadienses la Compañía consolido a Transportadora Del Meta S.A. (“Transmeta”). Transmeta como entidad de interés variable. Bajo los requisitos de SIC 12 la consolidación de entidades para propósitos especiales se determina en base del control. La Compañía ha concluido que no controla a Transmeta a partir de enero 1 del 2010 y por lo tanto la consolidación ha sido revocada. 3. Obligación de de Retiro de Activos Como la Compañía eligió usar el costeo total (full cost) como excepción de costo estimada según lo descrito anteriormente, la obligación de retiro de activos ha sido revaluada a partir de enero 1 del 2010 utilizando la guia IAS 37.

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En la revaluación de la obligación de retiro de activos, se estimó y descontó la salida de flujo de efectivo futura a enero 1 del 2010 usando la tasa libre de riesgo del 4% PCGA Canadienses 4. Impuestos Sobre la Renta Diferidos a) Bajo las PCGA Canadienses la Compañía reconoció un impuesto sobre la renta diferido resultante del bono de depreciación “superdeducción” relacionada con inversiones certificadas en Colombia. Este tipo de beneficio no esta dentro del ámbito de IAS 20 y por lo tanto no se trata como parte de la base impositiva. En cambio, la deducción se reconoce como reducción de impuesto a la renta en el periodo en curso b) Bajo las PCGA los activos sobre el impuesto sobre la renta diferido fueron clasificados como corrientes y no corrientes, en base a la clasificación de los activos y pasivos subyacentes que originaron las diferencia, IAS 12 requiere que los montos de los impuestos diferidos sean clasificados solamente como activos no corrientes

c) Los actives y pasivos de impuesto sobre la renta diferidos han sido ajustados para los cambios en los valores libro netos de las propiedades de petróleo y gas resultantes de los ajustes por la adopción por primera vez de las IFRS según se menciona en 1 arriba, Bajo las PCGA canadienses, el impuesto diferido no fue reconocido para diferencias temporales resultante de diferencias entre la divisa funcional y la divisa en la cual se denominan los impuestos de la Compañía, siendo este el peso Colombiano. Bajo las IFRS dichas diferencias fiscales temporales se reconocen como parte del gasto o rescate de impuesto diferido en el balance consolidado de ingresos d) Bajo las IFRS la diferencia temporal se calcula sobre la diferencia entre la base contable y la base impositiva de la debenture convertible. El efecto fiscal calculado sobre el componente de capital de la debenture convertible es registrado como pasivo fiscal diferido con un ajuste correspondiente al componente de capital en el momento de la emisión. El efecto fiscal sobre el cambio subsecuente en la diferencia temporal relacionada al componente deuda de la debenture convertible es reconocido como gasto o rescate diferido en el balance consolidado de ingresos. 5. Adquisición de Tierras Ciertos adelantos hecho para la adquisición de tierras que fueron incluidas en las cuentas por cobrar bajo la PCGA canadienses han sido reclasificadas a propiedades de petróleo y gas, ya que el titulo de propiedad de la tierra ha sido traspasado a un fideicomiso el cual se considera ser una entidad de propósito especial sujeto a la consolidación de acuerdo con los requisitos de SIC 12. 6. Inversiones Contabilizadas Como Capital (Equity-accounted investments) La Compañía determinó que el efecto del cambio a IFRS sobre los estados financieros de las inversiones contabilizadas como capital de la Compañía a enero 1 del 201 fue un aumento al monto de financiamiento de las inversiones por un valor de $28.1 millones con el ajuste correspondiente para los activos retenidos. Los montos de financiamiento de la propiedad, planta y equipo del DL y PII fueron ajustados as los requisitos del IFRS, incluyendo el efecto contable de la superdeduction relacionada con las inversión es certificadas en Colombia.

7. Moneda Funcional La moneda funcional de la compañía bajo principios contables Canadienses fue el Dólar Americano. Bajo IFRS, la compañía ha determinado que su moneda funcional es el Dólar Canadiense. La presentación de moneda de la compañía continúa siendo Dólares Americanos. El efecto de este cambio esta primordialmente relacionado con la conversión del efectivo y pasivos de la compañía en el Balance General Consolidado y el resultado de las utilidades o pérdidas en conversión reflejadas en el Estado de Resultados Consolidado. Utilidades o pérdidas no realizadas como resultado de la conversión a Dólares Americanos han sido incluidas en Otros Ingresos Comprensivos.

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8. Reconciliación del balance de flujo de caja de PCGA Canadienses a IFRS La transición de PCGA canadienses a IFRS no cambió de manera importante los flujos de caja subyacentes de la Compañía con la excepción que la Compañía ya no consolida los resultados operativos de Transmeta según se describe en 2 arriba. Como resultado de la revocación de la consolidación de Transmeta, el efectivo neto de la Compañía provisto por las actividades operativas fue reducido en $2.2 millones para los tres meses finalizados en marzo 31 del 2010. Normas expedidas pero aún no efectivas

  Las normas expedidas pero aún no efectivas hasta la fecha de la emisión de los estados financieros de la Compañía se enumeran a continuación. Esta lista es de normas e interpretaciones emitidas, que la Compañía espera que apliquen razonablemente en una fecha futura. La Compañía tiene la intención de adoptar estas normas cuando hayan entrado en vigor. NIIF 7 Instrumentos Financieros: Revelaciones

  En octubre de 2010, la IASB modificó la IFRS 7 para mejorar la revelación acerca de transferencias de activos financieros. Esta mejora es para asistir a los usuarios en el entendimiento de los posibles efectos de cualquier riesgo que subsista en una entidad después de que el activo haya sido transferido. Además, si se transfieren montos desproporcionados cerca al fin del año se requerirán revelaciones adicionales. La fecha efectiva de la modificación es el 1º julio de 2011. La Compañía ha determinado que la adopción de esta modificación no tendrá impacto material sobre los estados financieros consolidados. NIC 12 Impuesto sobre la Renta

En diciembre de 2010, la IASB modificó la NIC 12 para la recuperación de activos subyacentes y el impacto sobre impuestos diferidos. Las modificaciones proporcionan una solución al problema de evaluar si la recuperación sería mediante el uso o la venta cuando el activo se mide al valor razonable bajo la IAS 40 Propiedad de Inversión, agregando el supuesto de que la recuperación sería normalmente a través de la venta. La modificación también incorpora la orientación restante en SIC-21 Impuesto sobre la Renta – Recuperación de Activos Revaluados no Depreciables, ya que la SIC-21 ha sido eliminada. La fecha efectiva de la modificación es el 1 de enero de 2012. La Compañía está en proceso de revisar la modificación para determinar el posible impacto sobre los estados financieros consolidados. NIIF 9 Instrumentos Financieros: Clasificación y Medida

  En noviembre de 2009 la IASB expidió la IFRS 9, que cubre la clasificación y medición como la primera parte de su proyecto para reemplazar la NIC 39. En octubre de 2010, la Junta también incorporó nuevos requisitos contables para los pasivos. La norma introduce nuevos requisitos para la medición y elimina la clasificación actual de préstamos y cuentas por cobrar, disponibles para la venta y mantenidos hasta su vencimiento, actualmente en la NIC 39. Existen nuevos requisitos para la contabilización de pasivos financieros así como traslado de requisitos de la NIC 39. La Compañía no espera una adopción temprana y adoptará la norma en la fecha efectiva el 1 de enero de 2013. La Compañía no ha determinado el impacto de la nueva norma sobre los estados financieros consolidados. NIIF 10 Estados Financieros Consolidados

  NIIF 10 Estados Financieros Consolidados reemplazará porciones de la NIC 27 Estados financieros consolidados y separados y la Interpretación SIC 12- Consolidación de Entidades de Propósito Especial. Las características claves de NIIF 10 incluyen la consolidación usando un modelo de control solitario, definición de control, ,consideraciones de poder, y una continua evaluación. NIIF 10 es efectiva para los periodos anuales comenzando el o después de 1 de enero de 2013 y una adopción temprana es permitida. La Compañía no ha determinado el impacto del nuevo estándar sobre los estados financieros consolidados.

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NIIF 11 Acuerdos Conjuntos

  NIIF 11 Acuerdos Conjuntos aplicarán a los intereses en acuerdos coniuntos donde existe control conjunto. NIIF 11 requerirá que los acuerdos conjuntos sean clasificados como operaciones conjuntas o negocios conjuntos. La estructura del acuerdo conjunto no será mas el factor más significativo cuando se clasifican los acuerdos conjuntos bien sea como operación conjunta o negocio conjunto. En adición, la opción de contabilizar los acuerdos conjuntos (previamente llamados entidades controladas conjuntamente) usando la consolidación proporcional será removido, el método de participación patrimonial será requerido. Los venturers harán transición de la contabilidad de negocios conjuntos del método de consolidación proporcional al método de participación proporcional mediante la agregación de los valores en libros de la proporción consolidada de activos y pasivos dentro de una línea singular separada.

 Estos cambios son efectivos para los periodos anuales efectivos comenzando el o después del 1 de enero de 2013 y una adopción temprana es permitida. La Compañía no ha determinado el impacto del nuevo estándar sobre los estados financieros consolidados. NIIF 12 Revelaciones del Envolvimiento con Otras Entidades El IASB ha emitido la NIIF 12 Revelaciones del Envolvimiento con Otras Entidades los cuales incluyen requerimientos de revelaciones acerca de las sub subsidiarias, negocios conjuntos, y asociados , así como también la estructura no consolidada de entidades y reemplaza requerimientos de revelación existentes. Este estándar es efectivo para los periodos anuales que empiezan el o después del 1 de enero de 2013. A las entidades les es permitido cualquiera de los requerimiento de revelaciones en NIIF 12 antes de la fecha efectiva. La Compañía no ha determinado el impacto del nuevo estándar sobre los estados financieros consolidados. NIIF 13 Medición a Valor Razonable NIIF 13 generalmente convergerá las NIIFs y US GAAP en términos de los requerimientos de como medir el valor razonable y revelaciones relacionadas. NIIF 13 establece una guía para las mediciones a valor razonable, cuando el valor razonable es requerido o permitido por las NIIFs. Las características claves de NIIF13 incluyen: un solo marco conceptual para la medición del valor razonable mientras el requerimiento de mejorar las revelaciones cuando el valor razonable es aplicado, el valor razonable sería definido como un "precio de salida", y los conceptos "del mas alto y mejor uso" y la premisa de valuación será relevante únicamente para activos y pasivos no financieros. NIIF 13 es efectiva para los periodos anuales que inician en o después del 1 de enero de 2013 y la adopción temprana es permitida. La Compañía no ha determinado el impacto del nuevo estándar sobre los estados financieros consolidados.

  NIIF 27 Estados Financieros Separados Como resultado de la emisión del nuevo requerimiento de consolidación, NIC 27 Estados Financieros Separados han sido reemitidos tal como la guía de consolidación será incluida en NIIF 10. NIC 27 ahora prescribirá los requerimientos de revelación y contabilización para inversiones en subsidiarias, negocios conjuntos y asociadas cuando una entidad prepara estados financieros separados. Estas modificaciones son efectivas para los periodos anuales que inician en o después del 1 de enero de 2013 y la adopción temprana es permitida. La Compañía no ha determinado el impacto del nuevo estándar sobre los estados financieros consolidados. NIC 28 Inversiones en Asociadas y Negocios Conjuntos

  Como una consecuencia de la emisión de NIIF 10, NIIF 11 y NIIF 12, la NIC 28 está siendo modificada y proveerá la guía de contabilidad para inversión en asociadas y establecer los requerimientos para la aplicación del método de participación patrimonial para la contabilidad de inversiones en asociadas y negocios conjuntos. La modificación de NIC 28 aplicará para todas las entidades que son inversionistas con negocios conjuntos de o influencia significativa sobre una participada. Estas modificaciones son efectivas para los periodos anuales que inician en o después del 1 de enero de 2013 y la adopción temprana es permitida. La Compañía no ha determinado el impacto del nuevo estándar sobre los estados financieros consolidados.

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14. Transacciones con Partes Relacionadas a)

En junio de 2007, la Compañía suscribió un contrato de arrendamiento a 5 años con Blue Pacific por concepto de espacio para una oficina administrativa en una de las localidades de Bogotá. El gasto del canon mensual de $57 mil es pagadero a Blue Pacific bajo este acuerdo. Tres directores y funcionarios de la Compañía controlan y proveen asesoría de inversión a los titulares del 67.2% de las acciones de Blue Pacific. Además, la Compañía tiene una cuenta por cobrar de $1.3 a Blue Pacific relacionada con ciertos costos administrativos pagados por la Compañía en nombre de Blue Pacific. Adicionalmente la Compañía pagó $554 (2010 - $500) a Blue Pacific durante los tre meses finalizados marzo 31 de 2011 por los servicios de transporte aéreo recibidos.

b)

A marzo 31 del 2011, la Compañía poseía cuentas por cobrar por $0.9 millones (2009 - $1.7 millones) de Proelectrica, en la cual la Compañía posee una participación indirecta del 17.7% y en la cual Blue Pacific posee otro 31.49%. Los intereses indirectos de la Compañía y de Blue Pacific se mantienen a través de Ronter Inc. Los ingresos procedentes de Proelectrica en el curso ordinario el negocio de la Compañía fueron $3.9 millones para los tres meses finalizados en marzo 31 del 2011. (2010 - $7.4 millones).

c)

Durante los tres meses finalizados en marzo 31 del 2011, la Compañía pagó $10.9 millones (2010 - $11.9 millones) a Transmeta por costos de transporte de crudo. La Compañía tenia cuentas por cobrar por $4 millones (2010 - $4.1 millones) de Transmeta en marzo 31 del 2011. Transmeta es controlada por un director de la Compañía. Antes de la transición de la Compañía a IFRS, los resultados financieros de Transmeta eran consolidados por la Compañía ya que Transmeta era una entidad de interés variable y la Compañía era su principal beneficiario. Bajo IFRS, la compañía ya no consolida a Transmeta.

d)

Durante el periodo finalizado en marzo 31 del 2011, la Compañía recibió 537 (2010 - $1.8 million) de compañías relacionadas por medio de un numero de directores comunes, por razón del desembolso de gastos generales y apoyo administrativo por instalaciones de la oficina en el Canadá. A marzo 31 del 2011, la Compañía poseía cuentas por cobrar del orden de $350 (2010 - $215) de las compañías mencionadas, las cuales fueron totalmente pagadas.

e)

Los préstamos por cobrar por un valor total de $497 (2010 – $322) los adeudan tres directores ejecutivos y tres ejecutivos de la Compañía a marzo 32 del 2011. Los préstamos no devengan intereses y son pagaderos en cuotas mensuales iguales durante un período de 48 meses.

f)

La Compañía ha celebrado acuerdos de transporte aéreo con Petroleum Aviation Services S.A.S., una compañía controlada por un director de la Compañía. Durante los tres meses finalizados en marzo 31 del 2011, la Compañía pagó $1.4 millones (2010 - $1.9 millones) en tarifas según lo estipulado en los acuerdos.

g)

La Compañía recibió $.03 millones de ODL durante los tres meses finalizados en marzo 31 del 2011 (2010 – cero) con respecto a ciertos servicios administrativos y el alquiler de equipos y maquinarias. La Compañía posee cuantas por cobrar por $1.9 millones de ODL con respecto al reembolso por costos de provisión de energía a marzo 31 del 2011 (2010 – $3.1 millones).

Todas estas transacciones se miden al valor de cambio, que es el monto de la compensación establecida y acordada por las partes relacionadas.

15. Controles Internos sobre los Reportes Financieros (“ICFR”) El sistema de auditoria interna de la Compañía, provee las garantías necesarias a la Junta Directiva, Comité de Auditoria, y la Gerencia, y contribuye con las estrategias de continuo mejoramiento de la organización. El Gerente Ejecutivo de Auditoria (CAE siglas en inglés) reporta al Comité de Auditoria. La principal función del auditor interno incluye suministrar asesoramiento y su propia pericia en áreas que incluyen pero no están limitadas a, gobierno corporativo, gestión de riesgos, políticas de fraude, y prevención, y sistemas de tecnología de la información, en adición al área tradicional del control interno. El proceso de auditoría interna otorga garantías razonables sobre:

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• • •

Evaluación del diseño y la efectividad operacional de los controles internos sobre los reportes financieros y los controles y procedimientos de las notas aclaratorias según lo promulgado por el Instrumento Nacional 52-109 (NI 52-109) emitido por el Administrador de Títulos Valores del Canadá (CSA siglas en inglés) Efectividad y eficiencia de las operaciones, Confiabilidad de los reportes internos y externos, y Cumplimiento con las leyes y reglamentos aplicables

Durante el 2010, la Auditoria Interna ha enfocado sus actividades en la identificación, evaluación y manejo de riesgos críticos e importantes para la organización. Los siguientes son algunos de los riesgos más significativos revisados, al igual que las acciones emprendidas por la gerencia para mitigarlas:

•

Cumplimiento regulatorio: Algunas de las aéreas que presentan mayor complejidad incluyen el mantenimiento efectivo de los controles de cumplimiento de los procesos corporativos con respecto a los programas de reporte y gobierno corporativo, la Ley Anticorrupción de Funcionarios Públicos en el Extranjero (“CFPOA”), prevención del lavado de dineros y seguridad de la información.

•

Tensión sobre el crédito y la liquidez: La revisión de la auditoria se enfocó en las capacidades y estrategias de cobertura, la mejoría del ambiente automatizado para tener mayor control del procesamiento, y la centralización de un fondo común de efectivo para mejorar la gestión del efectivo para capturar sinergias.

•

Aumento del potencial de riesgo de fraude: Las revisiones de auditoria llevadas a cabo con el fin de reducir este riesgo incluyen la capacitación de los empleados en la concientización de fraude para ayudar a mantener una resistencia al fraude, evaluación del riesgo de fraude dentro de las áreas claves y usar los resultados para dar prioridad a los esfuerzos de detección de fraude con respecto a los riesgos de fraude actuales, y revisar la segregación de los controles de las funciones y otros controles de fraude.

•

Seguridad de la información y protección de la privacidad: La revisión de la auditoria se enfocó en la implementación de herramientas para proteger el acceso a la red y la implementación de aplicaciones de seguridad, el uso de herramientas para continuamente auditar y monitorear, y el fortalecimiento de controles del ambiente de informática de conformidad con las normas.

La auditoría interna durante el primer trimestre del 2011, incluyó las siguientes actividades: •

Durante este trimestre el Grupo de auditoria interna revisó las diferencias claves identificadas por la gerencia entre IFRS y las PCGA canadienses para determinar el impacto de dichas diferencias en los controles internos sobre los reportes financieros para los efectos de NI 52-109. Con base en la revisión llevada a cabo, se identificaron controles adicionales en las áreas de Propiedad, Planta y Equipo, Cierre y Reporte de Estados Financieros y Controles a Nivel de Entidad. Con base en las rediciones realizadas, el impacto de IFRS sobre ICFR no se considera ser un cambio importante al ambiente de control para la Compañía. o o

•

Evaluación de la efectividad del diseño de los controles internos sobre el reporte financiero para los nuevos controles que han sido diseñados como resultado de la transición a IFRS Evaluación de la efectividad operativa de las ICFR para 10 procesos considerados de alto riesgo.

La evaluación de la efectividad de los controles internos, circunscrita dentro de los requerimientos del Documento Nacional -109 (“NI 52-109”) emitido por CSA,, sobre el diseño y efectividad operativa del ICFR. Durante el trimestre se evaluó el diseño de la efectividad de los controles internos para 21 nuevos controles que han sido diseñados como resultado de la transición a IFRS. Se realizó la evaluación de la efectividad operativa del ICFR para 239 controles sobre 10 procesos considerados de alto impacto sobre la transición IFRS De esta evaluación la Compañía concluyó que no existe debilidad importante o deficiencias signifícate en el diseño y efectividad de los controles evaluados. Las oportunidades identificadas para mejorar las ICFR se encuentran en las siguientes áreas: • • • •

Manejo de materiales en bodega Reporte de impuestos Cumplimiento con los procedimientos de la Compañía con respecto al proceso de pagos Cumplimiento con los estándares de seguridad de la Compañía para el acceso a SAP

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•

El equipo de auditoria interna completó cuatro reportes de auditoria durante el trimestre. Estos reportes de auditoria incluyen la evaluación de los controles de la efectividad operacional de los siguientes procesos del negocio: Mantenimiento de equipo e instalaciones, Inventario de mediciones y reporte de Petróleo y Gas, Contabilidad del CAPEX, y contratos de transporte. . Los resultados fueron reportados a la gerencia y al Comité de Auditoria y se acordaron con los responsables de los procesos del negocio, los respectivos planes de acción para implementar mejoras

•

Se implementó la solución de Gobierno, Riesgo y Cumplimiento. Esta solución permite modernizar los programas de gobierno, mejora la rendición de cuentas y la comunicación, asegurando la adopción de los principios de gobierno corporativo y las mejores prácticas, suministra un marco sistemático para la documentación y valoración de riesgos, la definición de controles, la identificación de los problemas en las auditorias de gerencia y la implementación de recomendaciones y planes correctivos, suministra un planteamiento integrado para cumplir los mandados y reglamentos de la industria.

•

Como parte de las actividades de gestión de riesgo, se efectuó una Evaluación de Riesgo con la participación de toda la alta gerencia de la compañía en un esfuerzo por refrescar y evaluar más detalladamente los riesgos críticos que impactan a la organización. El proceso de evaluación de riesgo se enfocó en la evaluación y priorización de riesgos con base del impacto y la posibilidad inherente de 25 riesgos claves y se nombraron los campeones de riesgos para implementar los planes de gestión de riesgos. Igualmente, una Evaluación de Riesgo de Fraude a lo largo de la organización fue evaluado y los resultados se presentaron al Comité de Auditoria y la gerencia está implementando planes para mitigar los riesgos de fraude identificados. La auditoria interna provee capacitación y coordina las actividades de la Gestión de Riesgo.

Políticas Regulatorias Certificación de las Notas Aclaratorias en la Información Radicada De acuerdo con el NI 52-109, la Compañía trimestral y anualmente emite un Certificado de Radicación (“Certificación “). La Certificación requiere que los funcionarios certificadores declaren que ellos son responsables de establecer y mantener los controles y procedimientos sobre las Notas Aclaratorias (“DC&P”) y ICFR. La Certificación requiere que los funcionarios certificadores declaren que ellos diseñaron el DC&P, o hicieron que este fuese diseñado bajo su supervisión, para proveer la garantía razonable con respecto a que: (i) La información importante relacionada con la Compañía sea dada a conocer a los funcionarios certificadores por parte de otros funcionarios; (ii) La información requerida para ser divulgada por la Compañía en reportes radicados ante, o presentados a las autoridades regulatorias de títulos valores sea registrada, procesada, resumida y reportada dentro de los periodos de tiempo especificados por la legislación canadiense para títulos valores. Adicionalmente, la Certificación requiere que los funcionarios certificadores declaren que ellos han diseñado el ICFR o han hecho que este se diseñe bajo su supervisión, para suministrar la seguridad necesaria referente a la confiabilidad de los reportes financieros y la preparación de los estados financieros para propósitos externos.

16. Perspectivas Futuras La Compañía continuará trabajando para aumentar la producción y la capacidad de transporte. La expansión de las instalaciones actuales le permitirá a la Compañía aumentar su producción 265,000 bpe/d es decir entre 100,000 y 105,000 boe/d bpe/d netos después de regalías y consumo del campo para finales del 2011. La Compañía no solo continuará implementando su estrategia de crecimiento de la producción en sus activos productores, si no también continuará acelerando la adición de nuevas reservas de sus activos de exploración. Las actividades de exploración continuarán en el 2011, lo cual incluye la exploración en 26 bloques, donde se perforarán 20 pozos exploratorios, 36 pozos de evaluación y 3 pozos estratigráficos en el 2011. Esta agresiva campaña de 2 perforación también incluye la adquisición final de 539 km de sísmica 2D y 440 m de sísmica 3D durante el 2011 en Colombia, y el desarrollo exploratorio adicional en dos bloques en el Perú y uno en Guatemala Se tiene programo el inicio del proyecto STAR en agosto del 2011 y la Compañía se mantiene comprometida con la implementación de esta tecnología, no solo porque crea un importante valor para la Compañía, sus socios, inversores y el país en general al aumentar las reservas, sino porque la Compañía cree fielmente que una vez implementado el

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proyecto STAR, este tendrá un impacto muy significativo sobre los factores de recuperación en toda la región de los Llanos. Adicionalmente, la ampliación de la estrategia de crecimiento de la Compañía, con el fin de integrar la Compañía al sector corriente abajo y la participación en proyectos de infraestructura, complementará el continuo crecimiento de la misma y le proporcionará acceso estable y garantizado a mercados rentables. La Compañía también se concentrará en aumentar sus ventas de gas del campo La Creciente, para lograr esto, actualmente está negociando con los transportadores de gas los términos comerciales de la expansión de la infraestructura en el área

17. Mediciones Financieras Adicionales Este reporte contiene los siguientes términos financieros los cuales no se consideran mediciones según el PCGA Canadiense: netback operativo, utilidad operativa neta de las operaciones, flujo de fondos de las operaciones, y EBITDA (A) Reconciliación de flujo de caja de las actividades operativas con los flujos de fondos de las operaciones: La siguiente tabla muestra la reconciliación de flujo de fondos de las operaciones con el flujo de efectivo de las actividades operativas para el primer trimestre del 2011 comparado con el primer trimestre del 2010:

1T 2011 Flujo de fondos de actividaes operativas Cambios en el capital de trabajo no monetario Flujo de fondos de las operaciones (no-GAAP)

2010

319,803 53,096 266,707

257,599 108,212 149,387

(B) Reconciliación de Ganancias (Perdidas) Netas a EBITDA Q1 2011

2010

Ganancias netas (pérdidas)

(69,593)

76,127

Ajuste a las ganancias netas (pérdidas) Gastos por impuesto sobre la renta Pérdida cambio de moneda extranjera Costos financieros Pérdida (ganancia) en contratos de gestion de riesgo s Perdidas an inveriones de capital Otros gastos Compenzacion basada en acciones Impuesto al patrimonio Agotamiento, depreciación y amortización EBITDA

49,374 (3,953) 23,149 92,634 3,388 3,335 46,687 68,446 149,060 362,527

30,330 (13,525) 13,876 (5,017) 1,184 1,887 40,822 522 85,760 231,966

C) Ingresos de las operaciones:

El ingreso de las operaciones incluye entradas menos los costos operativos de petróleo y gas y agotamiento, depreciación y amortización y gastos G&A, y excluye el efecto del underlift, la compensación en base a acciones y otros ingresos y gastos.

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Q1 2011 Ingresos Menos Costos Operativos Agotamiento, depreciacion y amortizacion Generales y de administración Ganancias de las operaciones

$

2010

583,549

$

$

379,431

(189,777) (149,060) (31,245) 213,467 $

(128,418) (85,760) (19,047) 146,206

D) Ingresos Netos antes de Rubros No Monetarios: Q1 2011 Ganancias netas (perdidas)

2010

$

(69,593) $

76,127

Menos patidas que no monetarios Pérdida (ganancias) en contratos de administracion de riesgos Depletion, Compensacion depreciation basada and en acciones amortization Impuesto al patrimonio General Pérdidasand en el administration cambio de moneda extranjera Total rubros no monetarios $

92,634 46,687 68,446 (3,953) 203,814 $

(5,017) 40,822 522 (13,525) 22,802

Ganancias netas antes de rubros no monetarios

134,221

$

$

98,929

18. Notificación Legal – Información con Miras al Futuro y Declaraciones Ciertas afirmaciones contenidas en este Informe de Gestión constituyen declaraciones con miras al futuro. A menudo, pero no siempre las declaraciones con miras al futuro usa palabras o frases como: “se espera”, “no se espera” “o es esperado”, “anticipa” o “no anticipa”, “planea” o “ha planeado”, “estima” o “ha estimado”, “proyecta” o “ha proyectado”, “pronostica” o “ha pronosticado”, “cree”, “tiene la intención”, “muy posiblemente”, “posible”, “probable”, “programado”, “posicionado”, “meta”, “objetivo”, o indicar que ciertas acciones, eventos o resultados “puedan”, “tal vez”, sucedan, ocurran o se logren dichas declaraciones con miras al futuro, incluyen pero no están limitadas a declaraciones con respectos a niveles anticipados de producción, costos estimados y momento de los programas de trabajo planeados por parte de la Compañía, y la determinación de las reservas involucra riesgos conocidos y desconocidos, incertidumbres y otros factores que pueden causar que los niveles reales de producción, costos y resultados sean significantemente diferentes de los niveles de producción costos y resultados estimados, expresados o implícitos por dichas declaraciones con miras al futuro. La Compañía cree que las expectativas reflejadas en estas declaraciones con miras al futuro son razonables pero no se pueden garantizar que estas resulten acertadas y no se debe depender indebidamente de dichas declaraciones. Los factores que pueden causar que los resultados difieran de manera importante de aquellos anticipados en las declaraciones con miras al futuro se describen bajo el título “Riesgos e Incertidumbres. Aunque la Compañía ha hecho el intento de tener en cuenta los factores importantes que puedan causar que los costos o resultados operativos difieran significativamente, puede haber otros factores imprevisibles que causen que los costos de los programas y resultados de la Compañía no sean los anticipados, estimados o propuestos. Las declaraciones con respecto a las reservas de petróleo y gas también se pueden considerar como información con miras al futuro en la medida que estas incluyen estimativos del petróleo y gas que se encontraría si la propiedad es desarrollada. El Bpe puede desorientar, en particular si se usa de manera aislada. La proporción de conversión bpe de 6 mcf: 1 bblesta 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. Los valores estimados de los ingresos netos futuros divulgados no representan el valor del mercado.

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19. Riesgos e Incertidumbres Los negocios y operaciones de la Compañía estarán sujetos a un sinnúmero de riesgos. La Compañía considera los riegos estipulados a continuación como los de mayor importancia para los inversionistas potenciales en la Compañía, pero no incluye todos los riesgos asociados con una inversión en títulos valores de la Compañía • • • • • • • • • • • • • • • • •

Fluctuación de Precios de petróleo y gas; Flujos de Caja y Requerimientos Adicionales de Financiación; Condiciones Financieras Mundiales; Exploración y Desarrollo; Peligros y Riesgos Operativos; Estimativos de Reservas; Costos de Transporte; Interrupción de la Producción; Riesgos Políticos; Factores Ambientales; Asuntos de Titularidad; Dependencia en la Gerencia; Cambios en la Legislación; Repatriación de Utilidades; Cumplimiento de la Responsabilidad Civil; Competencia; y Pago de dividendos.

Si cualquiera de estos riegos se materializa en eventos o circunstancias reales o cualquier otro riesgo o incertidumbre adicional que la Compañía ignore en el momento o que considere que no es importante en relación con el negocio de la Compañía, ocurre en realidad, los activos, pasivos, condición financiera, resultados de las operaciones, (incluyendo resultados futuros de las operaciones), negocios y prospectos de negocios, muy posiblemente sean afectados adversamente de manera importante. En dichas circunstancias en precio de los títulos valores de la Compañía pueden declinar y los inversionistas pueden perder todo o parte de su inversión. Para mayor información, por favor ver la Forma Anual de Información de la Compañía, disponible en www.sedar.com. Traducción de los documentos Con el fin de cumplir con los requerimientos de la Superintendencia Financiera de Colombia, la Compañía ha traducido este documento. En caso de contradicción entre éstos y los originales, deberán prevalecer los segundos.

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20. Glosario 1P

Reservas probadas. También se conocen como P90.

Sísmica 2D

Presenta un corte transversal de la tierra a lo largo de una línea relativamente recta.

2P

Reservas probadas + Reservas probables

Sísmica 3D

3D se dispara de la misma manera que la sísmica 2D, excepto que los “puntos de disparo ” son mucho más unidos y se colocan en una cuadricula en vez de en línea recta. Los geófonos que reciben las ondas de sonido reflejadas también se colocan en una cuadricula. Reservas probadas + Reservas probables + Reservas posibles.

3P Pozo de Evaluación

Pozo de exploración perforado cerca de un pozo productor como parte de una campaña de evaluación, llevada a cabo para determinar la extensión física y la posible tasa de producción de un campo.

bbl

barriles

bbl/d

barriles por día

Bcf

mil millones de pies cúbicos

boe

barriles de petróleo equivalente

boe/d

barriles de petróleo equivalente por día

Btu

unidad térmica británica

Muestreo de Corazones

En las profundidades de interés, la broca perforadora es reemplazada por una broca hueca que extrae un cilindro de varios metros de roca. Confirma el tipo de roca, el contenido de fluido, buzamiento, porosidad y permeabilidad

Densidad

Se conoce como la gravedad del petróleo – medida en API e indica que productos se pueden refinar de dicho crudo. Entre más alta la gravedad más liviano es el petróleo .

Pozo de Desarrollo

Un pozo de producción perforado para empezar la producción después que un yacimiento es descubierto y definido. Usualmente se perfora en zona productora mas gruesa del yacimiento.

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Diluente

Buzamiento

La adición de un diluente permite que el fluido diluido cumpla de con las especificaciones del oleoducto manera que este sea transportado eficientemente. Los diluentes típicos en esta aplicación son la nafta o el crudo liviano el cual se usa con crudos muy pesados o con bitumen. La inclinación de un yacimiento

Pozo Descubridor

Un pozo exploratorio que descubre hidrocarburos

Pozo Seco

Un pozo perforado que no encuentra hidrocarburos

Acuerdo de Cesión

El “Cedente” acuerda ceder terreno a una segunda compañía (el “Cesionario”) a cambio que la segunda compañía acepte ciertas obligaciones específicas de perforación y de pruebas de pozos donde el cedente también reserva para sí terrenos y producción de los pozos perforados por la segunda compañía .

Geofísica

Ver Levantamiento de Gravedad – Levantamiento Magnético – Estudio Sísmico Un estudio de la gravedad de la tierra, el cual varia con los cambios en la densidad de la roca subsuperficial

Levantamiento de Gravedad

Zona Productora

Grosor promedio del yacimiento

Crudo pesado

Petróleo con baja gravedad densidad (generalmente 30Åã API).

Levantamiento Magnético

Un estudio del magnetismo de la tierra. La mayoría del petróleo se encuentra en rocas sedimentarias no magnéticas (rocas volcánicas y metamórficas son magnéticas y no contienen petróleo ).

Mbbl

miles de barriles

Mcf

miles de pies cúbicos

Mcf/d

miles de pies cúbicos por día

MMbbl

millones de barriles

Mmboe.

Millones de barriles de petróleo equivalente

MMBtu

millones de unidades térmicas británicas

MMcf

millones de pies cúbicos

MMcf/d

millones de pies cúbicos por día

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Grosor neto del Extensión vertical del yacimiento – grosor de la porción yacimiento/zona productora de un yacimiento medida en pies. productora neta

Netbacks

Ingresos totales de petróleo/gas, menos todos los costos asociados con llevar el petróleo/gas al mercado Esto incluye los costos de importación, transporte, producción, refinación y regalías.

NGL

líquidos del gas natural

Permeabilidad

Medida en millidarcys (mD), mide que tan conectados están los poros con la roca, indica que tan fácil fluirá el petróleo a través de esta.

Porosidad

Porcentaje de espacio versus la roca sólida, el cual es el espacio donde el petróleo puede estar potencialmente atrapado Estimativos con una probabilidad del 10% al 49% bajo condiciones técnicas y económicas presentes. También se conocen como P3 cuando se refieren como componente individual. Extracción del petróleo usando métodos y mecanismos de levantamiento natural o artificial.

Reservas posibles Recuperación primaria Reservas probables

Estimativos con una probabilidad del 50% al 89% bajo condiciones técnicas y económicas presentes. También se conocen como P2 cuando se refieren como componente individual.

Reservas probadas

Estimativos con una probabilidad del 90% bajo condiciones técnicas y económicas presentes. También se conocen como P1 cuando se refieren como componente individual.

Factor de recuperación

Máximo porcentaje recuperable.

Roca productiva

Roca porosa hidrocarburos.

Recuperación secundaria

Incluye mecanismos de “empuje” con el propósito de mantener o aumentar la presión del yacimiento cuando caen las tasas de producción con recuperación primaria. Inyección de agua es el método más comúnmente usado.

Estudio sísmico

Trabaja sobre el principio del tiempo que toma a las ondas de sonido reflejadas para viajar a través de rocas de diferente densidad. Los estudios de sísmica 2D o 3D crean imágenes virtuales de cómo es un yacimiento

Contratos de servicios

Cargo fijo pagado por el dueño de los derechos minerales a la compañía de E&P para llevar a cabo la E&P. Solo se paga si hay producción. Roca rica en material orgánico muerto (querógeno) sepultado lo suficientemente profundo para que se convierta en hidrocarburos .

Roca madre

Comienzo de perforación Trampas estratigráficas

y

de

petróleo

permeable

en

donde

situ

se

técnicamente

acumulan

los

Etapa inicial de la perforación. Las trampas estratigráficas se forman cuando otros estratos sellan el estrato del yacimiento o cuando la permeabilidad cambia dentro del propio estrato del yacimiento. Ejemplos de trampas estratigráficas son a) Trampa discordante, b) trampa de estrangulación (pinchouttraps) y c) trampa de lente

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.

  Trampas estructurales

Las trampas estructurales se forman debido a una deformación en la capa de roca que contiene los hidrocarburos. Ejemplos de trampas estructurales son: a) trampas anticlinales, b) trampa de falla, y c) domo salino

Tcf

Trillones de pies cúbicos

US$

Dólares americanos

Viscosidad

Dentro del yacimiento, la viscosidad se mide en poise (P); fuera del yacimiento se mide en centistokes (cS). Viscosidad indica con qué facilidad fluirá el petróleo

WTI

Índice del West Texas Intermedio

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