prospecto de información para la inscripción de · pdf fileinscritos en la bolsa...

Agente Estructurador en Colombia Asesores Legales en Colombia 1

PROSPECTO DE INFORMACIÓN PARA LA INSCRIPCIÓN DE ACCIONES ORDINARIAS DE PETROMINERALES LTD. EN EL REGISTRO NACIONAL DE VALORES Y EMISORES Y EN LA BOLSA DE VALORES DE COLOMBIA

Emisor: Petrominerales Ltd. (la “Compañía”, “Petrominerales” y/o el “Emisor”).

Domicilio 3300, 421 - 7 Avenue S.W., Calgary, Alberta T2P 4K9, Canadá

Actividad Principal: La Compañía es una empresa dedicada a la exploración y producción de petróleo en Colombia y Perú.

Sucursal Colombiana de la Subsidiara:

Calle 116 No. 7-15 Interior 2 Edificio Torre Cusezar, Piso 6 Bogotá, Colombia

Modalidad de Inscripción: Los valores estarán inscritos en el Registro Nacional de Valores y Emisores bajo la modalidad de inscripción normal.

Clase de Valores: Acciones Ordinarias (las “Acciones de la Compañía”)

Ley de Circulación: Nominativas

Número de acciones de la Compañía en Circulación al 31 de marzo de 2011:

103.678.177 Acciones Ordinarias

Denominación: En Unidades

Valor Nominal: Según lo permiten leyes de Canadá, las acciones no tienen valor nominal.

Pago de Dividendos: El 10 de junio de 2010 la Junta Directiva aprobó el pago de un dividendo trimestral de CAD$0.125 por Acción. La política de dividendos es definida por la Junta Directiva

Mercado al que se dirigen los valores:

Principal

Agente Estructurador en Colombia:

Citivalores S.A. Comisionista de Bolsa

Asesor Legal para la Emisión en Colombia:

Baker & McKenzie Colombia S.A.

Agente de Transferencia y Registro en Canadá:

Computershare Trust Company of Canada 100 University Ave., 11th Floor; Toronto, ON M5J 2Y1; Canada


Comisiones y gastos conexos: Los Inversionistas podrán adquirir las Acciones de la Compañía a

través de una Comisionista de Bolsa legalmente constituida en Colombia. Éste podrá cobrar una comisión, la cual será negociada y convenida entre el Comisionista de Bolsa y el Inversionista. El Inversionista deberá determinar con su Comisionista de Bolsa qué otras cuentas deberá tener abiertas en Depósitos de Valores para la adquisición y custodia de las acciones de la Compañía, así como los tiempos y gastos de transferencia de valores entre el mercado canadiense y el mercado colombiano (y viceversa).

Bolsa de Valores: Los valores están inscritos en Toronto Stock Exchange (TSX) y estarán inscritos en la Bolsa de Valores de Colombia S.A. (BVC)

Ley Aplicable: La inscripción de las Acciones de la Compañía en el Registro Nacional de Valores y Emisores y su negociación en la Bolsa de Valores de Colombia se regirán por las leyes de la República de Colombia. Dado que la Compañía está constituida conforme a las leyes de Canadá y está domiciliada en Calgary, Alberta, Canadá, las acciones de la Compañía se rigen por las leyes de Canadá. El ejercicio de cualquier acción legal o procedimental relativa al cumplimiento y ejecución forzosa que se deriva de tales valores es de conocimiento de cualquier tribunal que tenga jurisdicción sobre la materia en cuestión en Canadá, particularmente el Tribunal de Queen‟s Bench de Alberta. Asimismo, le serán aplicables las normas y leyes establecidas en la Alberta Securities Act (Ley Bursátil de Alberta) así como en la Ley de Sociedades Comerciales de Alberta (“ABCA”)

Administrador de la Emisión: Es el Depósito Centralizado de Valores de Colombia – DECEVAL.

Depósito Internacional: CDS – Clearing and Depository Services Inc.

Custodio Internacional: Es la entidad internacional elegida por DECEVAL, encargada de mantener en custodia a favor del Depósito Internacional las Acciones de la Compañía. Dentro de sus actividades de atención al inversionista, Petrominerales estará en contacto con DECEVAL con el fin de mantenerse al tanto acerca de cualquier cambio de Custodio Internacional que hiciera DECEVAL. En el evento de que DECEVAL realizara un cambio de custodio internacional, en cuanto Petrominerales tenga noticias, informará inmediatamente a los inversionistas mediante el mecanismo de Información Relevante e, igualmente, informará de esta situación mediante publicación en su página Web.

Comisionistas de Bolsa: Son las sociedades comisionistas de bolsa a través de las cuales los Residentes en Colombia podrán adquirir las Acciones de la Compañía.

Agente de Pagos: Será la entidad que la Compañía designe para efectos de cumplir


con los pagos a los que se hace alusión en el presente Prospecto y en el contrato de agencia de pagos. Esta función podrá ser realizada por Petrominerales Colombia Ltd., Sucursal Colombia, quien en todo momento cumplirá con la regulación cambiaria aplicable en Colombia. En todo caso, la Compañía informará previamente, mediante el sistema de Información Relevante de la Superintendencia Financiera de Colombia y mediante publicación en su página Web quién actuará como agente de pagos.

Oficina de Atención al Inversionista:

Laura Núñez Relación con Inversionistas Calle 116 No. 7-15 Interior 2, Piso 6 Edificio Torre Cusezar Bogotá D.C., Colombia Tel. 571 - 6292701 Fax. 571 - 2142226 Buzón electrónico: [email protected]

Información Financiera: La información financiera anual presentada en este Prospecto se encuentra actualizada al 31 de marzo de 2011. De igual forma la Compañía ya ha reportado la información financiera trimestral, la cual puede ser consultada en www.sedar.com, así como en la página Web de la Superintendencia Financiera de Colombia (www.superfinanciera.gov.co) y en el Registro Nacional de Valores y Emisores y/o en la página Web del Emisor (www.petrominerales.com).

ADVERTENCIAS

SE CONSIDERA INDISPENSABLE LA LECTURA DEL PROSPECTO DE INFORMACIÓN PARA QUE LOS POTENCIALES INVERSIONISTAS PUEDAN EVALUAR ADECUADAMENTE LA CONVENIENCIA DE LA INVERSIÓN Y EN ESPECIAL, SE CONSIDERA INDISPENSABLE TENER EN CUENTA LOS RIESGOS ASOCIADOS AL EJERCICIO DE LOS DERECHOS DE LOS ACCIONISTAS TENIENDO EN CUENTA LA CONDICIÓN DE EXTRANJERO DEL EMISOR.

LA INSCRIPCIÓN EN EL REGISTRO NACIONAL DE VALORES Y EMISORES, NO IMPLICA CALIFICACIÓN NI RESPONSABILIDAD ALGUNA POR PARTE DE LA SUPERINTENDENCIA FINANCIERA DE COLOMBIA ACERCA DE LAS PERSONAS NATURALES O JURÍDICAS INSCRITAS NI SOBRE EL PRECIO, LA BONDAD O LA NEGOCIABILIDAD DEL VALOR O DE LA RESPECTIVA EMISIÓN, NI SOBRE LA SOLVENCIA DEL EMISOR.

EL PROSPECTO NO CONSTITUYE UNA OFERTA NI UNA INVITACIÓN POR O A NOMBRE DEL EMISOR Y/O CITIVALORES S.A. SOCIEDAD COMISIONISTA DE BOLSA Y/O BAKER & MCKENZIE COLOMBIA S.A., A SUSCRIBIR O COMPRAR CUALQUIERA DE LOS VALORES SOBRE LOS QUE TRATA EL MISMO.

LOS VALORES ESTÁN INSCRITOS EN LA BOLSA DE VALORES DE TORONTO (TSX) Y ESTARÁN INSCRITOS EN LA BOLSA DE VALORES DE COLOMBIA (BVC). LA INSCRIPCIÓN EN LA BOLSA DE VALORES DE COLOMBIA NO IMPLICA CERTIFICACIÓN SOBRE LA BONDAD DEL VALOR O LA SOLVENCIA DEL EMISOR.

mailto:[email protected]

http://www.sedar.com/

http://www.superfinanciera.gov.co/

http://www.petrominerales.com/


LA NEGOCIACIÓN DE LAS ACCIONES DE PETROMINERALES EN LA BOLSA DE VALORES DE COLOMBIA SE DEBERÁ LLEVAR A CABO DE CONFORMIDAD CON LAS NORMAS CAMBIARIAS VIGENTES.

LA INFORMACIÓN FINANCIERA A QUE SE REFIERE EL PRESENTE PROSPECTO CORRESPONDE AL 31 DE MARZO DE 2011 FECHA EN LA CUAL, DE CONFORMIDAD CON LA LEGISLACIÓN APLICABLE, SE REALIZAN LOS CIERRES CONTABLES DE LA SOCIEDAD.

DE ACUERDO CON LA NORMATIVIDAD CANADIENSE APLICABLE AL EMISOR, LOS ESTADOS FINANCIEROS SON CONSOLIDADOS.

TODAS LAS REFERENCIAS CAD$ HACEN REFERENCIA A DÓLAR DE CANADÁ, VALORES EXPRESADOS EN US$ HACEN REFERENCIA A DÓLARES DE LOS ESTADOS UNIDOS Y LOS VALORES EXPRESADOS EN COP$ HACEN REFERENCIA A PESOS COLOMBIANOS.

JULIO DE 2011

TABLA DE CONTENIDO

1. AUTORIZACIONES, INFORMACIONES ESPECIALES Y OTRAS ADVERTENCIAS GENERALES ....... 9

1.1 APROBACIONES Y AUTORIZACIONES ........................................................................... 9

1.2 OFERTAS PÚBLICAS ........................................................................................................ 9

1.3 CERTIFICACIÓN DEL CONTENIDO DEL PROSPECTO.................................................. 9

1.4 GENERACIÓN DE INFORMACIÓN FINANCIERA .......................................................... 10

1.5 ADVERTENCIA ................................................................................................................. 10

2. GLOSARIO ................................................................................................................................................. 10

3. RESUMEN .................................................................................................................................................. 14

3.1 IDENTIFICACIÓN DEL EMISOR ...................................................................................... 14

3.1.1. EMISOR ............................................................................................................................ 14 3.1.2. DOMICILIO ....................................................................................................................... 14 3.1.3. SUCURSALES .................................................................................................................. 14 3.1.4. ACTIVIDAD PRINCIPAL ................................................................................................... 14

3.2 INFORMACIÓN GENERAL DE LOS VALORES .............................................................. 15

3.2.1. MERCADO EN EL QUE SE INSCRIBEN LOS VALORES ............................................... 15 3.2.2. MODALIDAD DE INSCRIPCIÓN ...................................................................................... 15 3.2.3. CLASE DE VALORES ...................................................................................................... 15 3.2.4. LEY DE CIRCULACIÓN ................................................................................................... 15 3.2.5. VALOR NOMINAL ............................................................................................................. 15 3.2.6. VALOR PATRIMONIAL .................................................................................................... 15 3.2.7. NÚMERO DE ACCIONES DE LA COMPAÑÍA EN CIRCULACIÓN ................................ 15 3.2.8. DERECHOS QUE INCORPORAN LOS VALORES ......................................................... 15 3.2.9. PROCESOS CONCURSALES UNIVERSALES BAJO LAS LEYES DE CANADÁ .......... 19 3.2.10. RIESGOS QUE CONLLEVA LA INVERSIÓN EN ACCIONES DE LA COMPAÑÍA ........ 21 3.2.11. CRITERIOS QUE DEBEN EVALUAR LOS INVERSIONISTAS PARA DETERMINAR LA COMPOSICIÓN DE SU PORTAFOLIO ......................................................................................... 23 3.2.12. BOLSAS EN QUE ESTÁN INSCRITOS LOS VALORES ................................................. 24 3.2.13. INFORMACIÓN FINANCIERA .......................................................................................... 24 3.2.14. CÓDIGO DE ÉTICA .......................................................................................................... 24

4. INFORMACIÓN DE LOS VALORES ......................................................................................................... 24

4.1 INFORMACIÓN GENERAL DE LAS ACCIONES DE LA COMPAÑÍA ............................. 24

4.1.1. VALOR PATRIMONIAL POR ACCIÓN ............................................................................. 24 4.1.2. PRECIO BASE DE LA ACCIÓN EN LA BOLSA DE VALORES DE COLOMBIA ............ 25 4.1.3. DERECHOS Y OBLIGACIONES DE LOS ACCIONISTAS .............................................. 25 4.1.4. LEY DE CIRCULACIÓN ................................................................................................... 25 4.1.5. OBLIGACIONES DE LA COMPAÑÍA ............................................................................... 25 4.1.6. ACCIONES DE LA COMPAÑÍA EN CIRCULACIÓN ........................................................ 27 4.1.7. VALOR NOMINAL ............................................................................................................. 27 4.1.8. BOLSA DE VALORES O SISTEMA DONDE ESTÁN INSCRITOS LOS VALORES ....... 27 4.1.9. MEDIOS A TRAVÉS DE LOS CUALES SE DA A CONOCER LA INFORMACIÓN DE INTERÉS A LOS INVERSIONISTAS ................................................................................................................. 27 4.1.10. RÉGIMEN FISCAL APLICABLE A LOS VALORES OBJETO DE LISTADO ................... 28 4.1.11. ADMINISTRACIÓN DE LA EMISIÓN ............................................................................... 30 4.1.12. NEGOCIACIÓN DE LAS ACCIONES DE LA COMPAÑÍA ............................................... 30 4.1.13. POLÍTICA DE DIVIDENDOS DE LA COMPAÑÍA ............................................................ 36 4.1.14. DERECHOS ASOCIADOS A LAS ACCIONES DE LA COMPAÑÍA Y CONVOCATORIAS DE ASAMBLEAS DE LA COMPAÑÍA .................................................................................................. 37

6

4.1.15. CANCELACIÓN DE LA INSCRIPCIÓN EN EL RNVE Y EN LA BOLSA DE VALORES DE COLOMBIA .................................................................................................................................... 40 4.1.16. LIMITACIONES AL CAMBIO DE CONTROL DE LA COMPAÑÍA Y RESTRICCIONES A LA NEGOCIACIÓN DE LAS ACCIONES DE LA COMPAÑÍA ............................................................ 41 4.1.17. FIDEICOMISOS QUE LIMITAN LOS DERECHOS CORPORATIVOS DE LAS ACCIONES DE LA COMPAÑÍA .................................................................................................................................... 45 4.1.18. CLÁUSULAS ESTATUTARIAS QUE LIMITAN LA ADMINISTRACIÓN DE LA COMPAÑÍA 45 4.1.19. COTIZACIÓN PROMEDIO Y VOLUMEN TRANSADO .................................................... 45 4.1.20. RÉGIMEN JURÍDICO APLICABLE Y TRIBUNALES COMPETENTES ........................... 47 4.1.21. REGIMENES CAMBIARIO Y DE INVERSIONES INTERNACIONALES APLICABLES .. 48 4.1.22. METODOLOGÍA DE VALORACIÓN DE LAS ACCIONES DE LA COMPAÑÍA ............... 48

5. INFORMACIÓN DEL EMISOR ................................................................................................................... 49

5.1 INFORMACIÓN GENERAL DEL EMISOR ....................................................................... 49

5.1.1. RAZÓN SOCIAL Y CONSTITUCIÓN ............................................................................... 49 5.1.2. NATURALEZA JURÍDICA Y ORGANIZACIÓN ................................................................ 50 5.1.3. SITUACIÓN JURÍDICA ..................................................................................................... 51 5.1.4. DURACIÓN Y CAUSALES DE DISOLUCIÓN .................................................................. 51 5.1.5. REGULACIÓN Y VIGILANCIA ESPECÍFICA ................................................................... 51 5.1.6. RESEÑA HISTÓRICA ....................................................................................................... 52 5.1.7. COMPOSICIÓN ACCIONARIA ......................................................................................... 55 5.1.8. DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO Y ESTRATEGIA DEL EMISOR .................................... 59

5.2 PRINCIPALES PROPIEDADES PETROLERAS Y CONTRATOS ................................... 63

5.2.1. ACTIVOS PETROLEROS ................................................................................................. 64

5.3 OPERACIONES CON ACCIONISTAS ............................................................................. 76

6. ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL DEL EMISOR .................................................................................. 76

6.1 ESTRUCTURA ORGÁNICA ............................................................................................. 76

6.2 JUNTA DIRECTIVA .......................................................................................................... 76

6.2.1. MIEMBROS DE LA JUNTA DIRECTIVA .......................................................................... 76 6.2.2. FUNCIONES DE LA JUNTA DIRECTIVA......................................................................... 78 6.2.3. MECANISMOS PARA GARANTIZAR LA INDEPENDENCIA .......................................... 81 6.2.4. REQUISITOS ADICIONALES DE INDEPENDENCIA ...................................................... 83 6.2.5. VINCULACIÓN DE LOS MIEMBROS DE LA JUNTA DIRECTIVA .................................. 83 6.2.6. PERSONAL DIRECTIVO Y ESTRUCTURA DEL EMISOR ............................................. 83 6.2.7. SITUACIONES DE SUBORDINACIÓN ............................................................................ 86 6.2.8. EMPRESAS SUBORDINADAS ........................................................................................ 86 6.2.9. RELACIONES LABORALES ............................................................................................ 89

6.3 AUDITORÍA Y COMITÉ AUDITOR ................................................................................... 89

6.3.1. INTERESES DE EXPERTOS ........................................................................................... 89 6.3.2. INFORMACIÓN DEL COMITÉ AUDITOR ........................................................................ 89

6.4 PARTICIPACIÓN ACCIONARIA DE LOS MIEMBROS DE LA JUNTA DIRECTIVA Y DIRECTIVOS DEL EMISOR ................................................................................................................ 92

6.5 OPCIONES DE COMPRA DE ACCIONES DE LA COMPAÑÍA CONCEDIDAS A LOS MIEMBROS DE LA JUNTA DIRECTIVA, FUNCIONARIOS O EMPLEADOS DEL EMISOR ............. 93

6.6 INFORMACIÓN SOBRE RIESGOS DEL EMISOR .......................................................... 94

6.7 IMPLEMENTACIÓN DE NORMAS INTERNACIONALES DE INFORMACIÓN FINANCIERA - NIFF 99

6.8 ASPECTOS RELACIONADOS CON LA ACTIVIDAD DEL EMISOR ............................. 106

7

6.8.1. GRADO DE DEPENDENCIA DE CLIENTES Y PROVEEDORES ................................. 106 6.8.2. DESCRIPCIÓN DE LAS PRINCIPALES ACTIVIDADES PRODUCTIVAS Y DE VENTAS107 6.8.3. POSICIONAMIENTO DE PCL EN EL MERCADO LOCAL ............................................ 108 6.8.4. GENERACIÓN DE EBITDA ............................................................................................ 109

6.9 INFORMACIÓN SOBRE PAGO DE DIVIDENDOS ........................................................ 110

6.9.1. HISTORIA DE DIVIDENDOS .......................................................................................... 110 6.9.2. PAGO DE DIVIDENDOS ................................................................................................ 110

6.10 GENERACIÓN DE FLUJOS DE FONDOS OPERACIONALES..................................... 110

6.11 EVOLUCIÓN DEL CAPITAL SOCIAL ............................................................................. 111

6.12 PRINCIPALES ACTIVOS DEL EMISOR ........................................................................ 111

6.13 GESTIÓN DEL CAPITAL ................................................................................................ 112

6.14 PROYECTOS EN CURSO ............................................................................................. 113

6.15 FINANCIACIÓN DE LOS PROYECTOS ........................................................................ 113

6.15.1. INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN ...................................................... 113 6.15.2. RESERVAS ..................................................................................................................... 114 6.15.3. INVERSIONES DE CAPITAL EN CAMPOS DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN .... 122

6.16 OTROS ACTIVOS ........................................................................................................... 123

6.17 PATENTES, MARCAS Y OTROS DERECHOS DE PROPIEDAD DEL EMISOR EXPLOTADOS POR TERCEROS ............................................................................................................................... 124

6.18 OFERTAS PÚBLICAS DE ADQUISICIÓN DE ACCIONES DE LA COMPAÑÍA............ 124

6.19 READQUISICIÓN DE ACCIONES DE LA COMPAÑÍA .................................................. 124

6.20 PASIVO ........................................................................................................................... 124

6.21 ENDEUDAMIENTO FISCAL ........................................................................................... 125

6.22 OBLIGACIONES FINANCIERAS .................................................................................... 125

6.23 COMPROMISOS ............................................................................................................ 126

6.24 GESTIÓN DE INSTRUMENTOS FINANCIEROS .......................................................... 126

6.25 PASIVO PENSIONAL ..................................................................................................... 127

6.26 CONTINGENCIAS .......................................................................................................... 127

6.27 ANÁLISIS FINANCIERO ................................................................................................. 128

7. ANEXOS ................................................................................................................................................... 133

7.1 CERTIFICACIÓN DEL REPRESENTANTE LEGAL DE PETROMINERALES SOBRE EL CONTENIDO DEL PROSPECTO. ..................................................................................................... 133

7.2 CERTIFICACIÓN DEL REVISOR FISCAL (AUDITOR EXTERNO) DE PETROMINERALES SOBRE EL CONTENIDO DEL PROSPECTO. .................................................................................. 136

7.3 CERTIFICACIÓN DEL REPRESENTANTE LEGAL DEL AGENTE ESTRUCTURADOR SOBRE EL CONTENIDO DEL PROSPECTO. ................................................................................................ 139

7.4 CONCEPTO DEL ABOGADO DE CANADÁ DE PETROMINERALES TRADUCIDO AL CASTELLANO Y DEBIDAMENTE AUTENTICADO. ......................................................................... 141

7.5 ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS PARA LOS PERIODOS TERMINADOS AL 31 DE MARZO DE 2011Y 31 DE MARZO DE 2010 DEL EMISOR PREPARADOS POR LA COMPAÑÍA CON SUS RESPECTIVAS NOTAS, TRADUCIDOS AL ESPAÑOL.................................................................... 169

8

7.6 ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS PARA EL PERIODO FINALIZADO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010 Y 31 DE DICIEMBRE DE 2009 DEL EMISOR CON SUS RESPECTIVAS NOTAS, TRADUCIDOS OFICIALMENTE ........................................................................................................ 217

7.7 ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS PARA LOS PERIODOS FINALIZADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 31 DE DICIEMBRE DE 2008 DEL EMISOR CON SUS RESPECTIVAS NOTAS, TRADUCIDOS OFICIALMENTE ........................................................................................................ 242

9

1. AUTORIZACIONES, INFORMACIONES ESPECIALES Y OTRAS ADVERTENCIAS GENERALES

1.1 APROBACIONES Y AUTORIZACIONES

La inscripción de las Acciones del Emisor en el Registro Nacional de Valores y Emisores y en la Bolsa de Valores de Colombia fue autorizada por su Junta Directiva (Board of Directors) mediante resolución escrita del día 19 de noviembre de 2010. Esta autorización está permitida de conformidad con las leyes del Canadá, los estatutos de la Compañía, la Sección 16 del ABCA, y no requiere de autorizaciones regulatorias adicionales en Canadá. Lo anterior está confirmado por los conceptos de abogados de Canadá que se adjuntan como Anexo 4, el cual forma parte integral de este Prospecto.

La inscripción de las Acciones de la Compañía en el Registro Nacional de Valores y Emisores fue autorizada por la Superintendencia Financiera de Colombia mediante Resolución No. 1160 del 21 de julio de 2011.

1.2 OFERTAS PÚBLICAS

La Compañía declara que no adelanta a la fecha ningún otro proceso de oferta pública en los mercados colombiano o canadiense.

1.3 CERTIFICACIÓN DEL CONTENIDO DEL PROSPECTO

El Director Ejecutivo (Chief Financial Officer) de la Compañía ha certificado la veracidad del contenido del presente Prospecto y que en el mismo no se presentan omisiones de información que revistan relevancia y que puedan afectar la decisión de los futuros inversionistas. Este certificado se encuentra adjunto al presente como Anexo 1, el cual forma parte integral de este Prospecto.

Cualquier información adicional sobre el contenido de este Prospecto puede ser solicitada a la Secretaría General de PCL a través de Jorge Posada; Tannya Morales, Vicepresidencia Financiera de la Compañía; o, Laura Núñez, Relaciones con Inversionistas locales; o a través de la Compañía en el correo electrónico [email protected].

El teléfono de contacto en Colombia es +57-1-6292701.

El teléfono de contacto en Calgary es + 1-403-750-4400.

Las personas autorizadas para dar información o declaraciones sobre el contenido del Prospecto son:

Tannya Morales [email protected]

Adicionalmente, la Compañía tiene disponible en Canadá una Oficina de Atención al Inversionista, cuya información de contacto es la siguiente:

Petrominerales Kelly Sledz, Chief Financial Officer 1900, 111 - 5th Avenue SW

Calgary, Alberta T2P 3Y6, Canada Phone: +403-750-4400

Fax: +403-266-5794 Buzón electrónico: [email protected]

Y contará con una oficina para los inversionistas en Colombia:

Petrominerales Laura Núñez

Relación con Inversionistas

10

Calle 116 No. 7-15 Interior 2, Piso 6 Edificio Torre Cusezar Bogotá D.C., Colombia

Tel. 571 - 6292701 Fax. 571 - 2142226

Buzón electrónico: [email protected]

La información contenida en el presente Prospecto está basada en información suministrada por la Compañía así como por otras fuentes debidamente identificadas en él. Los estructuradores y asesores del presente proceso no han participado en la tasación, valoración o evaluación de activos o pasivos de Petrominerales que hayan sido tenidos en cuenta para reportar la información histórica de la sociedad.

1.4 GENERACIÓN DE INFORMACIÓN FINANCIERA

La información financiera contenida en este Prospecto fue generada íntegramente por la Compañía y es derivada de la consolidación de los Estados Financieros de la Compañía auditados por Deloitte & Touche LLP para los años terminados en 31 de diciembre de 2008, 2009 y 2010 y los estados financieros preparados por la Compañía para el periodo de tres meses correspondiente al 31 de marzo de 2011

1.5 ADVERTENCIA

EL PROSPECTO NO CONSTITUYE UNA OFERTA NI UNA INVITACIÓN POR O A NOMBRE DEL EMISOR, EL AGENTE ESTRUCTURADOR O SUS ASESORES, A SUSCRIBIR O COMPRAR CUALQUIERA DE LOS VALORES SOBRE LOS QUE TRATA EL MISMO.

LA RENTABILIDAD DE LAS INVERSIONES EN ACCIONES DE LA COMPAÑÍA SE ENCUENTRA SUJETA A LA EVOLUCIÓN DEL MERCADO ACCIONARIO, LA POLÍTICA DE DIVIDENDOS DE LA COMPAÑÍA Y EL DESEMPEÑO FINANCIERO DE LA MISMA. NO EXISTE UNA TASA DE RENTABILIDAD GARANTIZADA.

ANTES DE TOMAR LA DECISIÓN DE INVERTIR EN LAS ACCIONES DE LA COMPAÑÍA, O CUALQUIER OTRO VALOR DE RENTA VARIABLE, EL INVERSIONISTA DEBE EVALUAR EL NIVEL DE RIESGO QUE ESTÁ DISPUESTO A ASUMIR DENTRO DE SU PORTAFOLIO, Y LA PROPORCIÓN DE VALORES DE RENTA VARIABLE QUE ESTÁ DISPUESTO A INCLUIR EN EL MISMO, DE ACUERDO CON SU PERFIL DE INVERSIÓN, EL TAMAÑO DE SU PORTAFOLIO Y SU CAPACIDAD ECONÓMICA.

LA INVERSIÓN EN LAS ACCIONES DE LA COMPAÑÍA CONLLEVA EL RIESGO DE PÉRDIDA DEL CAPITAL INVERTIDO.

LA INSCRIPCIÓN DE LAS ACCIONES DE LA COMPAÑÍA EN EL REGISTRO NACIONAL DE VALORES Y EMISORES Y EN LA BOLSA DE VALORES DE COLOMBIA FUE AUTORIZADA POR LA JUNTA DIRECTIVA (BOARD OF DIRECTORS) DE LA COMPAÑÍA MEDIANTE RESOLUCIÓN ESCRITA DE FECHA 19 DE NOVIEMBRE DE 2010.

LA NEGOCIACIÓN DE ACCIONES DE PETROMINERALES, EN LA BOLSA DE VALORES DE COLOMBIA SE DEBERÁ LLEVAR A CABO DE CONFORMIDAD CON LAS NORMAS CAMBIARIAS VIGENTES.

2. GLOSARIO

Para los efectos de este Prospecto, los siguientes vocablos y expresiones que en él se utilizan tendrán el significado que se les atribuye a continuación, en plural o singular, salvo que en otras partes del Prospecto se les confiera expresamente un significado distinto.

ABCA: Corresponde al Business Corporations Act (Alberta), la ley de sociedades comerciales de la Provincia de Alberta, Canadá, el marco normativo aplicable a las compañías constituidas y establecidas en dicha provincia.

11

ACCIÓN: Valor que representa una parte del capital de una sociedad cuyo capital está divido en acciones.

ACCIONES EN CIRCULACIÓN: Acciones emitidas y colocadas por una sociedad, cuya titularidad está en cabeza de los accionistas para su libre negociación.

ACCIONES DE LA COMPAÑÍA: Acciones ordinarias emitidas por la Compañía, que están inscritas en la bolsa de valores de Toronto Stock Exchange (TSX) y serán inscritas en el Registro Nacional de Valores y Emisores y la Bolsa de Valores de Colombia (BVC).

ACCIÓN ORDINARIA: Acción que tiene la característica de conceder a su titular derechos de participación en la sociedad emisora, entre los cuales está el de percibir dividendos y el derecho a voto en la asamblea.

AGENTE DE PAGOS: Entidad que el Emisor designe e indique al mercado para efectos de cumplir con las obligaciones contenidas en este Prospecto y en el contrato de agencia de pagos, especialmente en lo relativo al pago de dividendos de Petrominerales en Colombia, a través del Depósito Centralizado de Valores (DECEVAL). Esta función podrá ser realizada por Petrominerales Colombia Ltd. Sucursal Colombia

AGENTE DE TRANSFERENCIA (TRANSFER AGENT): Es el agente contratado por la Compañía y encargado de llevar el registro de los accionistas, incluyendo la compra y venta de las Acciones de la Compañía, así como el balance de las cuentas, y de anular y emitir certificados de movimientos accionarios. Su función es la de informar al Depósito Internacional los movimientos de las acciones del Emisor. En el caso del Emisor, el Agente de Transferencia designado es la entidad Computershare Trust Company of Canadá, domiciliada en la siguiente dirección: 100 University Ave., 11th Floor; Toronto, ON M5J 2Y1; Canadá.

ANH: Es la Agencia Nacional de Hidrocarburos, la entidad gubernamental en la República de Colombia, cuyas funciones legales incluyen, entre otras, la responsabilidad de otorgar contratos de exploración y explotación de hidrocarburos.

BOLSA DE VALORES: Las bolsas de valores son instituciones que se encargan de promover y mantener funcionando un mercado de valores organizado, en el cual se encuentran agentes deficitarios y agentes con excedentes de liquidez con el objeto de realizar transacciones.

BOLSA DE VALORES DE COLOMBIA (BVC): Es la entidad que administra el Sistema de Negociación de Valores y la plataforma de negociación de acciones X-Stream. La Bolsa de Valores de Colombia S.A., BVC, con oficinas en Bogotá, Medellín y Cali, es una institución que impulsa el desarrollo y crecimiento del mercado de activos financieros en el país.

BOLSA DE VALORES DE TORONTO o TSX: (TORONTO STOCK EXCHANGE “TSX”), con oficinas en Vancouver, Calgary, Toronto y Montreal, es una bolsa de valores que ofrece servicios en todo Canadá. Además de valores convencionales, la Bolsa de Valores de Toronto tiene inscritos varios valores como fondos de intercambio comercial, corporaciones accionarias, fondos de inversión, etc. Es la Bolsa de Valores donde se encuentran inscritas y se transan las Acciones de Petrominerales. TSX es una bolsa de Valores internacional reconocida a juicio de la Superintendencia Financiera tal como se enumera en la siguiente dirección: http://www.superfinanciera.gov.co/Normativa/bolsasyentidades.htm.

Bppd: Barriles de petróleo por día

Bpepd: Barriles de petróleo equivalentes por día.

CAD$: Es el Dólar canadiense, la moneda legal de Canadá.

COMPAÑÍA: Es Petrominerales Ltd., sociedad constituida bajo las leyes de Alberta, Canadá, el emisor de los valores a los que se refiere el presente Prospecto. No obstante lo anterior, a menos que se indique expresamente lo contrario, cuando el término “Compañía” se use en relación con eventos ocurridos antes del 31 de diciembre de 2010, se estará refiriendo a Petrominerales (Bermuda), entidad de la cual la Compañía se

http://www.superfinanciera.gov.co/Normativa/bolsasyentidades.htm

12

convirtió en único accionista, como consecuencia de la Reorganización, según se explica en mayor detalle en la Sección 5.1.1.

COMISIONISTAS DE BOLSA: Entidades que permiten el acceso a la compraventa de Acciones de la Compañía con oficinas de representación a nivel nacional y que son los profesionales expertos en la consecución y distribución de los recursos financieros. A través de ellas, las personas naturales y jurídicas pueden conocer la gama de alternativas de inversión que les ofrece el mercado y recibir asesoría en la toma de decisiones de inversión, de tal forma que a través de estas sociedades sean adquiridos los valores que los Residentes en Colombia desean adquirir.

CONTRATO DE CUENTA DE DEPÓSITO: Es el contrato que regula las relaciones entre los Depositantes Directos y DECEVAL bajo la regulación colombiana.

CONTRATO DE CUSTODIA INTERNACIONAL: Es el contrato que regula las relaciones entre DECEVAL y el Custodio Internacional. A través de este contrato se registran en la Cuenta Ómnibus las anotaciones en cuenta correspondientes a los derechos, transacciones y movimientos realizados en Colombia sobre las Acciones de la Compañía.

CUENTA DE DEPÓSITO: Para realizar el depósito y transferencia de las Acciones de la Compañía, el Depósito Internacional creará una cuenta de depósito de tal manera que las transferencias de valores sean efectuadas a través de registro en los sistemas del Depósito Internacional, eliminando así los riesgos que implica el traslado físico, los costos operativos inherentes a la compensación y el pago de los valores correspondientes.

CUENTA ÓMNIBUS: Es la cuenta mediante la cual DECEVAL administra la posición de terceros en el Custodio Internacional.

CUSTODIO INTERNACIONAL: Entidad internacional elegida por DECEVAL para administrar las Acciones de la Compañía en el exterior.

DEPOSITANTES DIRECTOS: Son las entidades que, de acuerdo con el reglamento de operaciones de DECEVAL aprobado por la SFC, pueden acceder directamente a sus servicios y que han suscrito el contrato de depósito de valores, bien sea a nombre y por cuenta propia y/o en nombre y por cuenta de terceros, tales como los Comisionistas de Bolsa.

DEPÓSITO CENTRALIZADO DE VALORES DE COLOMBIA DECEVAL S.A. o DECEVAL: Entidad encargada de la custodia (a través del Custodio Internacional), administración, compensación, liquidación y transferencia de valores y efectivo como consecuencia de operaciones realizadas en Colombia sobre la acción de Petrominerales. Se encarga de proporcionar los mecanismos que permiten a los intermediarios nacionales, la transferencia desde y hacia el extranjero de acciones de Petrominerales.

DEPÓSITO INTERNACIONAL: Entidad encargada de la custodia, administración, compensación, liquidación y transferencia de valores en Canadá (CDS – Clearing and Depository Services Inc.) tanto a nivel nacional como transfronterizo. Esta entidad se encuentra ubicada en 85 Richmond Street West, Toronto, Ontario, M5H 2C9

DIVIDENDOS: Proporción de las utilidades netas de la Compañía después de impuestos que le corresponde a cada uno de los accionistas en el evento que se decida distribuir estas utilidades entre los mismos.

ECOPETROL: es ECOPETROL S.A.

EMISOR: Es la Compañía

INVERSIONISTAS: Persona natural o jurídica que realiza inversiones a través del mercado público de valores, buscando darle uso productivo a sus recursos de manera eficiente con el fin de obtener más dinero. El inversionista decide a cuál valor destina su dinero para que éste obtenga un rendimiento y pueda cubrirse de riesgos como la inflación.

13

LEY DE CIRCULACIÓN: Mecanismo o forma a través de la cual se transfiere la propiedad de un Valor. La ley de circulación de las acciones en Colombia y Canadá es nominativa.

MERCADO PRINCIPAL: Es aquel conformado por personas naturales y/o jurídicas con o sin condicionamiento alguno en cuanto a su capacidad para adquirir o negociar, las cuales son destinatarias del ofrecimiento y de la negociación de valores inscritos en el Registro Nacional de Valores y Emisores.

MERCADO SECUNDARIO: Se refiere a la compra y venta de las acciones de la Compañía en circulación, una vez han sido emitidas y colocadas.

NO RESIDENTE: Persona que no cumple con las condiciones para considerarse como Residente en Colombia.

OFICINA DE ATENCIÓN AL INVERSIONISTA: Será el espacio de atención al inversionista ubicado en Bogotá D.C., Colombia, y en Calgary, Canadá, destinado por la Compañía para tramitar las quejas, reclamos, informar acerca de cambios en el Custodio Internacional o suministrar información general de la Compañía, el cual será atendido y tramitado dentro de los términos establecidos por el sistema de gestión de la Compañía y según se encuentra definido en el presente Prospecto.

PARTICIPACIÓN ACCIONARIA: Porcentaje de participación de los accionistas en el total de Acciones de la Compañía en Circulación.

PANANDEAN: Es PanAndean Resorurces Ltd., una sociedad constituida bajo las leyes de Inglaterra, que opera en Colombia y Perú a través de sucursales debidamente establecidas.

PCL: Es Petrominerales Colombia Limited, sociedad constituida conforme a las leyes del Territorio Británico de Ultramar de Bermudas, subsidiaria indirecta de la Compañía y que opera en Colombia a través de una sucursal debidamente establecida.

PETROBANK: Es Petrobank Energy Resources Ltd, la entidad que fue controlante de la Compañía hasta el 31 de diciembre de 2010, fecha en que se formalizó la Reorganización.

PETROMINERALES (Bermuda): Es Petrominerales (Bermuda) Limited, sociedad constituida conforme a las leyes del Territorio Británico de Ultramar de Bermudas, subsidiaria de la Compañía y que titular, entre otros activos, de las acciones de PCL y de Petrominerales Perú.

PETROMINERALES PERÚ: Es Petrominerales Perú S.A., sociedad constituida conforme a las leyes del Perú, subsidiaria de la Compañía

PESO o COP$: Es la moneda legal de la República de Colombia.

PROSPECTO DE INFORMACIÓN o PROSPECTO: Es este documento, elaborado con base en la Resolución 2375 del 22 de diciembre de 2006 de la Superintendencia Financiera de Colombia y del Decreto 2555 de 2010.

REGISTRO NACIONAL DE VALORES Y EMISORES o RNVE: Es uno de los registros que conforman el SIMEV, el cual tiene por objeto inscribir las clases y tipos de valores, así como los emisores de los mismos y las emisiones que éstos efectúen, y certificar lo relacionado con la inscripción de dichos emisores y clases y tipos de valores.

REORGANIZACIÓN: Está definido en la Sección 5.1.1

RESIDENTE EN COLOMBIA: De acuerdo con el artículo 2 del Decreto 1735 de 1993 se consideran residentes para efectos cambiarios todas las personas naturales que habitan en Colombia y las entidades de derecho público, las personas jurídicas, incluidas las entidades sin ánimo de lucro, que tengan domicilio en Colombia y las sucursales establecidas en el país de sociedades extranjeras.

14

SIMEV: Es el Sistema Integral de Información del Mercado de Valores, que corresponde al conjunto de recursos humanos, técnicos y de gestión que utiliza la Superintendencia Financiera de Colombia para permitir y facilitar el suministro de información al mercado.

SUPERINTENDENCIA FINANCIERA DE COLOMBIA: La Superintendencia Financiera de Colombia es un organismo técnico adscrito al Ministerio de Hacienda y Crédito Público, con personería jurídica, autonomía administrativa y financiera y patrimonio propio, que se encarga de ejercer una función de inspección, vigilancia y control sobre las personas que realicen actividades financiera, bursátil, aseguradora y cualquier otra relacionada con el manejo, aprovechamiento o inversión de recursos captados del público. La Superintendencia Financiera de Colombia tiene por objetivo supervisar el sistema financiero colombiano con el fin de preservar su estabilidad, seguridad y confianza, así como, promover, organizar y desarrollar el mercado de valores colombiano y la protección de los inversionistas, ahorradores y asegurados. De igual forma, la Superintendencia Financiera es la encargada de autorizar y dictar las disposiciones de carácter general relativas a valores extranjeros. Así mismo, realiza la inspección y vigilancia de la concertación de operaciones, difusión de información, y en general de aquellas atribuciones especificadas en la ley.

US$ O DÓLARES ESTADOUNIDENSES: Es el Dólar de los Estados Unidos de América.

TENEDORES NO RESIDENTES EN CANADÁ: Son, para efectos de la Ley de Impuestos de Canadá, los propietarios de Acciones de la Compañía, quienes, para los propósitos de la Ley de Impuestos de Canadá y cualquier tratado sobre impuesto de renta que sea aplicable, no son residentes o no son considerados residentes en Canadá en el momento respectivo y quienes, para los propósitos de la Ley de Impuestos de Canadá, (i) negocian independientemente y de buena fe con la Compañía; (ii) no son filiales de la Compañía; (iii) tienen o tendrán sus Acciones de la Compañía como bienes de capital; (iv) no son residentes en Canadá; y (v) no tienen ni usan sus Acciones de la Compañía en relación con negocio alguno realizado en Canadá.

VALOR PATRIMONIAL: Es el producto de dividir el patrimonio de la Compañía por el número de Acciones de la Compañía en circulación.

3. RESUMEN

3.1 IDENTIFICACIÓN DEL EMISOR

3.1.1. EMISOR

Petrominerales Ltd. sociedad comercial constituida de conformidad con las leyes de la Provincia de, Alberta, Canadá.

3.1.2. DOMICILIO

El domicilio legal de la Compañía es 3300, 421 - 7 Avenue S.W., Calgary, Alberta T2P 4K9, Canadá.

3.1.3. SUCURSALES

La dirección donde está ubicado el emisor es 3300, 421 - 7 Avenue S.W., Calgary, Alberta T2P 4K9, Canadá.

Las oficinas de la sucursal de su subsidiaria Petrominerales Colombia Ltd. están ubicadas en la Calle 116 No. 7 – 15 Interior 2 Edificio Torre Cusezar, Piso 6, Bogotá D.C., Colombia.

En adición a esta sucursal, la Compañía cuenta con aquellas descritas en la Sección 6.2.8 del presente Prospecto.

3.1.4. ACTIVIDAD PRINCIPAL

La Compañía es una empresa dedicada a la exploración y producción de petróleo crudo, con operaciones en Colombia y Perú. La estrategia de Petrominerales está centrada en traer la experiencia de sus geológicos y

15

geofísicos canadienses y aplicarla a regiones ricas en petróleo, las cuales se encuentran inexploradas y requieren de tecnologías que permitan la recuperación de crudo.

Para el cumplimiento de su actividad principal, Petrominerales centraliza en su casa matriz el soporte técnico y financiero a sus subsidiarias. Cuenta con un equipo de exploración con cerca de 18 geólogos que analizan las condiciones de cada uno de sus activos petroleros. Toda la información derivada de los estudios de sísmica es enviada a Canadá desde donde es analizada. También cuenta con un equipo gerencial y financiero que se encarga de extenderle recursos de liquidez a sus subsidiarias a través de diferentes alternativas en el mercado de capitales.

3.2 INFORMACIÓN GENERAL DE LOS VALORES

3.2.1. MERCADO EN EL QUE SE INSCRIBEN LOS VALORES

Las Acciones de la Compañía serán inscritas en el RNVE, con el fin de inscribirlas posteriormente en la BVC. De esta forma, las acciones de la Compañía podrán ser adquiridas por el público en general en el Mercado Secundario a través de los sistemas transaccionales de la BVC, exclusivamente con la intermediación de Comisionistas de Bolsa.

3.2.2. MODALIDAD DE INSCRIPCIÓN

Las Acciones de la Compañía serán inscritos en el RNVE de acuerdo con el procedimiento establecido en el Decreto 2555 de 2010, para las inscripciones normales.

3.2.3. CLASE DE VALORES

Acciones ordinarias.

3.2.4. LEY DE CIRCULACIÓN

Nominativa tanto en Colombia como en Canadá.

3.2.5. VALOR NOMINAL

Las Acciones de la Compañía no tienen valor nominal, de conformidad con lo permitido por la ley de Canadá.

3.2.6. VALOR PATRIMONIAL

El valor patrimonial de las Acciones de la Compañía con base en el número de Acciones de la Compañía en circulación y el valor patrimonial de cierre al 31 de marzo de 2011, asciende a US$7.12 Dólares Estadounidenses por acción.

3.2.7. NÚMERO DE ACCIONES DE LA COMPAÑÍA EN CIRCULACIÓN

Las Acciones de la Compañía en circulación al 31 de marzo de 2011, de acuerdo con certificación expedida por el Agente de Transferencia son 103.678.177

3.2.8. DERECHOS QUE INCORPORAN LOS VALORES

Las Acciones de la Compañía confieren a sus titulares ciertos derechos, incluyendo aquellos otorgados a los accionistas de acuerdo con el ABCA. Los titulares de las Acciones de la Compañía tienen derecho a recibir notificación y a asistir a cualquier reunión de la asamblea y tienen derecho a un voto por cada Acción Ordinaria.

El siguiente es un resumen de los derechos de los titulares de las Acciones de la Compañía conforme al ABCA. Estos derechos están limitados por las restricciones del ABCA y los términos del documento de constitución vigente y estatutos de la Compañía. Por consiguiente los titulares de Acciones de la Compañía (los “Accionistas”)

16

tienen los siguientes derechos (no obstante, por favor tenga en consideración que este resumen no pretende contener todos los requisitos y excepciones aplicables ni pretende ser un repaso completo de todos los derechos de los Accionistas conforme al ABCA u otra norma):

Derecho Artículo del ABCA

Restricciones Información adicional/Apoderado

Derecho de acceder a los archivos de la compañía y de recibir una copia del documento de constitución, los estatutos y cualquier acuerdo unánime de accionistas

ss. 23, 24 Se puede acceder a los archivos de la compañía en horas hábiles habituales. Las copias de otros documentos están disponibles, a pedido del interesado.

Los no accionistas (incluyendo los representantes de los accionistas) cuentan con derechos más limitados que los accionistas respecto de los libros de la Compañía a los que pueden acceder.

Derecho a recibir dividendos

s. 26 La acción debe dar derecho a dividendo y este derecho está sujeto a los derechos, privilegios, restricciones y condiciones aplicables a cada clase de acciones, la decisión de la Junta Directiva de decretar los dividendos y las restricciones regulatorias aplicables.

No es posible ejercer este derecho mediante apoderado.

Derecho a participar equitativamente en la propiedad remanente de una compañía en disolución

ss. 26, 222, 225

La acción debe dar el derecho a recibir los activos remanentes de una compañía en disolución y este derecho está sujeto a los derechos, privilegios, restricciones y condiciones correspondientes a cada clase de acciones

No es posible ejercer este derecho mediante apoderado.

Derecho a votar para cambiar la cuenta de capital declarado de una compañía

s. 28, 38 A menos que se reduzca el capital declarado en una cuantía que no esté representada en activos realizables, una compañía no puede reducir su capital declarado si no está en capacidad de pagar sus pasivos al vencimiento, o si tal cambio hiciera que sus activos realizables fueran inferiores al total de sus pasivos

Se puede ejercer mediante apoderado.

Derecho a hacer cumplir un contrato con una compañía en que se prevea la compra de acciones de la Compañía por parte de esta

s. 41 El contrato no es exigible a la compañía si el cumplimiento del mismo implica que la compañía pudiera no estar en capacidad de pagar sus pasivos al vencimiento o si tal compra hiciera que los activos realizables fueran inferiores a la totalidad de sus pasivos

Por lo general no es posible ejercer este derecho mediante apoderado.

Derecho a recibir un certificado de

s. 48 Ninguna; automático al convertirse en accionista

Si una compañía recibe autorización para emitir acciones de más de una

17



acción clase o serie, el accionista puede exigir copia del texto de los derechos, privilegios, restricciones y condiciones correspondientes a cada clase o serie autorizada para emisión. El derecho a recibir el certificado de la acción corresponde al accionista. No obstante, todo accionista puede solicitar a la Compañía, la entrega del certificado a algún tercero o representante del accionista.

Derecho a participar en la elección y remoción de miembros de Junta Directiva

s. 106, 109

La acción debe dar el derecho a votar en la asamblea de accionistas


Derecho a ser convocado y votar en una asamblea de accionistas

ss. 134, 139

La acción debe dar el derecho a votar en la asamblea de accionistas.

A menos que los estatutos establezcan otra cosa, cada acción de la compañía da a su titular el derecho a un voto en la asamblea de accionistas Se puede ejercer mediante apoderado.

Derecho a presentar propuestas en la asamblea de accionistas

s. 136 El accionista debe ser el titular registrado o el beneficiario de una acción con derecho a voto en la asamblea de accionistas.

La propuesta debe ser presentada a la compañía al menos 90 días antes de la fecha de aniversario de la anterior asamblea de accionistas

Derecho a examinar la lista de accionistas de la compañía

s. 137 La lista de accionistas puede ser examinada en la oficina de archivos de la compañía, en el registro central de valores o en la asamblea de accionistas para la cual haya sido preparada la lista.


Derecho a solicitar la convocatoria de una asamblea de accionistas

s. 142 El accionista o los accionistas que hagan tal solicitud deben tener al menos 5% de las acciones con derecho a voto.

Uno o más titulares registrados o beneficiarios de acciones, que tengan no menos del 5% de las acciones emitidas de la compañía con derecho a voto en una asamblea, pueden solicitar a los miembros de Junta Directiva que convoquen a una asamblea de accionistas. Quienes hagan la solicitud deben ser propietarios registrados o beneficiarios de las acciones.

Derecho a designar un apoderado para que asista a la asamblea de

s. 148 La acción debe dar derecho a votar en la asamblea de accionistas.

Los accionistas tienen derecho de designar apoderado que los represente en la asamblea.

18



accionistas y actúe en ella Derecho a otorgar poderes

ss. 149, 150

La acción debe dar derecho a votar en la asamblea de accionistas.

Se puede renunciar a este derecho mediante acuerdo escrito de todos los accionistas con derecho a voto en una asamblea de accionistas

Derecho a recibir una copia de los estados financieros y del informe del auditor

ss. 155, 156, 159

Ninguna, en tanto el accionista no haya informado a la compañía por escrito que no desea una copia de estos documentos

La compañía debe enviar copia de estos documentos a cada accionista no menos de 21 días antes de cada asamblea anual de accionistas. No es posible ejercer este derecho mediante apoderado.

Derecho a examinar los estados financieros consolidados

s. 157 Ante solicitud de la compañía, la corte puede ordenar el bloqueo del ejercicio del derecho de un accionista a examinar tales documentos, cuando la corte tenga el convencimiento de que el examen podría ser perjudicial para la compañía.


Derecho a participar en la elección y remoción de auditores

ss. 162, 165

La acción debe dar el derecho a votar en una asamblea de accionistas.


Derecho a participar en la aprobación de ciertos cambios corporativos y otras materias

ss. 173, 183, 189, 190, 193, 189, 212, 243

En general, la acción debe dar el derecho a votar en una asamblea de accionistas.

Si el cambio propuesto involucra una fusión, todos o sustancialmente todos los activos de la compañía, o la continuidad de la compañía en otra jurisdicción, cada acción tendrá derecho a voto, aunque de otro modo no tuviera tal derecho Se puede ejercer mediante apoderado

Derecho a disentir

s. 191 Específicas para el tipo de resolución, pero en general un titular de acciones de cualquier clase puede disentir en las circunstancias indicadas anteriormente

Un accionista con derecho a disentir, que cumpla con los requerimientos normativos para ello, tiene derecho a que la compañía le pague el valor justo de sus acciones, según se determine por el precio de negociación o por la corte. El derecho a recibir el valor justo de mercado de conformidad con el proceso de disenso corresponde al accionista. No obstante, el accionista puede hacerse representar por un apoderado.

Derecho a solicitar la liquidación

s. 211, 212

El accionista debe ser un titular registrado, o beneficiario, de una acción que tenga el derecho a voto

Este derecho corresponde al accionista registrado o al beneficiario de las acciones. No obstante, algunos

19



voluntaria y disolución de una compañía

en una asamblea de accionistas, y debe presentar una propuesta de acuerdo con s. 136 del ABCA.

terceros interesados, que pueden o no ostentar la calidad de accionista, cuentan también con el derecho de solicitar la liquidación y disolución de la Compañía bajo el ABCA.

Derecho a recibir notificación de la solicitud a la corte de liquidación para la aprobación de la cuenta final y distribución

s. 224 Ninguna; automático al convertirse en accionista

Este derecho corresponde sólo al accionista registrado.

Derecho a solicitar a la corte que ordene una investigación de la compañía

s. 231 La corte puede expedir cualquier orden provisional o definitiva que estime apropiada.

Este derecho puede ejercerse a través de apoderado.

Derecho a solicitar una orden de la corte para admitir o intervenir en una acción en nombre de la compañía, comúnmente denominada una acción derivada



Derecho a solicitar a la corte una orden de rectificación de un acto u omisión opresivo o injustamente perjudicial de la compañía, sus filiales o sus miembros de junta.



Fuente: Concepto jurídico emitido por Ogilvy Renault LLP / S.E.N.C.R.L., s.r.l.

3.2.9. Procesos concursales universales bajo las leyes de Canadá

Con el fin de dar cumplimiento a los numerales 7 y 10 del artículo 6.11.1.1.2 del Decreto 2555 de 2010, a continuación se describe el régimen de prelación de pagos al que se someten los accionistas de la Compañía en el evento de cualquier procedimiento concursal que se adelante contra la Compañía y la descripción del procedimiento concursal universal que de acuerdo con la legislación de Canadá debería adelantar la Compañía.

20

3.2.9.1 Prelación de pagos bajo el ABCA

De conformidad con el artículo 26(3) del ABCA, los estatutos de una empresa pueden disponer de la posibilidad de que exista más de una clase de acción y, en tal evento, los derechos, privilegios y condiciones de cada tipo de acción estarán descritos en los respectivos estatutos. En particular, la Junta Directiva de una empresa, en ejercicio de su deber como administradores de la empresa de actuar en beneficio de los intereses de la misma, pueden autorizar la emisión de acciones preferenciales, las cuales pueden otorgar a sus titulares el derecho de recibir dividendos o el reembolso de los aportes con preferencia de manera prioritaria sobre los demás tipos de acciones.

Los estatutos de la Compañía establecen que en el evento de liquidación o disolución o de llevarse a cabo algún otro tipo de distribución final de activos de la misma a sus accionistas, los accionistas ordinarios tendrán derecho a recibir activos de la Compañía, sin perjuicio de los derechos de los demás accionistas pertenecientes a otras clases que también tengan derecho a recibir activos de la Compañía de manera prioritaria o concurrente con los accionistas ordinarios en el evento de una liquidación Toda distribución se hará de manera proporcional al número de acciones suscritas, sin preferencia o distinción. Igualmente, los estatutos de la Compañía establecen que si se hubieran emitido acciones preferenciales, los tenedores de éstas tendrán derecho a su prelación sobre los tenedores de acciones ordinarias (y de cualesquiera otras acciones con menor prelación a las acciones preferenciales) respecto de los montos a ser distribuidos como devolución del capital en evento de liquidación de la Compañía. No obstante lo anterior, a la fecha la Compañía no ha emitido acciones preferenciales.

3.2.9.2 La disolución bajo el ABCA

Bajo el artículo 212 del ABCA, los directores de la Compañía o los accionistas con derechos a participar en la asamblea de accionistas pueden, de conformidad con las exigencias del ABCA, proponer la disolución y liquidación voluntaria de la Compañía. Igualmente, la Compañía puede disolverse o liquidarse por decisión calificada de los accionistas y, si existieran otras clases de accionistas, por decisión calificada de los accionistas de tales clases, sea que cuenten con derechos políticos o no. Tras la emisión del respectivo certificado de disolución, la Compañía (a) notificará a todos los acreedores conocidos mediante el envío del certificado, (b) publicará el certificado en Canadá y hará lo razonablemente necesario para obtener dicha notificación en todos los lugares donde la Compañía estuviera desarrollando actividades a la fecha, (c) recolectará todos sus activos y dispondrá de aquellos que no se distribuirán en especie, pagará sus obligaciones y hará todo lo que fuera necesario para liquidar su negocio y (d) distribuirá los activos remanentes entre sus accionistas de conformidad con su derechos, sea en dinero o en especie.

Bajo algunas circunstancias especiales, la Compañía también podrá disolverse por decisión del Registrador bajo el ABCA o por orden de una corte de Alberta (tras solicitud del Registrador o de ciertos terceros calificados).

3.2.9.3 Ley de Quiebras e Insolvencia de Canadá

La Ley de Quiebras e Insolvencia de Canadá (Bankruptcy and Insolvency Act (Canada), “BIA”) es un estatuto federal canadiense que contiene disposiciones para facilitar tanto la liquidación como la reorganización de deudores insolventes.

La BIA considera que una persona está en bancarrota cuando quiera que hubiera hecho una solicitud de declaración de bancarrota, haya sido declarada en bancarrota por una corte o su propuesta de reorganización bajo la BIA hubiera fracasado. El proceso de quiebra regulado por la BIA puede ser comenzado (a) por un deudor insolvente que así lo solicite de manera voluntaria, (b) por los acreedores de un deudor insolvente que soliciten a una corte la declaración de bancarrota del deudor o (c) como consecuencia del rechazo de la propuesta de reorganización presentada por un deudor insolvente.

De manera complementaria, bajo la BIA se define a la persona insolvente como aquella que desarrolla negocios o que tiene activos en Canadá, que no esté en bancarrota y cuyo pasivo probable equivalga por lo menos a mil dólares canadienses y (a) que no pueda cumplir con sus obligaciones a medida en que se vayan causando, (b) que hubiera dejado de pagar sus obligaciones corrientes en el giro ordinario de su negocio en la medida en que se fueron causando o (c) cuyo valor agregado de activos no resultare suficiente para pagar todas sus obligaciones causadas tras realizar un avalúo o tras ser vendidos al precio justo establecido por la ley.

21

La BIA establece que ante la bancarrota del deudor todos sus activos quedan sujetos a fiducia, salvo por algunos derechos ya sujetos a fiducia. Igualmente, la BIA impide la iniciación de procesos de cobro en contra del deudor o que afecten sus activos y suspende aquellos en marcha.

3.2.9.4 Ley de Arreglo de Acreedores de Empresas de Canadá

La Ley de Arreglo de Acreedores de Empresas de Canadá (Companies’ Creditors Arrangements Act (Canada), “CCAA”) es la principal ley federal canadiense para la reorganización de empresas grandes en estado de insolvencia. Para calificar para una reestructuración bajo la CCAA, una empresa debe estar insolvente y tener deudas equivalentes a por lo menos cinco millones de dólares canadienses. La CCAA también regula las acreencias que se deban a los accionistas.

La CCAA establece un proceso de naturaleza judicial. A grandes rasgos, ante una solicitud hecha bajo las circunstancias apropiadas, una corte competente otorgará las protecciones contempladas por la CCAA. Lo anterior incluye una o más órdenes de suspensión de los procesos de cobro en marcha con el fin de permitir la preparación de un plan de arreglo con los acreedores (el “Plan”), bajo el cual el deudor presenta a sus acreedores la manera como buscará cumplir con sus deudas. Posteriormente la corte nombrará como Observador (Monitor) a un tercero independiente, quien supervisará el giro de los negocios de la empresa y asistirá en la preparación y votación del Plan.

Para que el Plan sea vinculante para cada clase de acreedores, debe ser aprobado por la mayoría numérica de dicha clase junto con las 2/3 partes de los acreedores de dicha clase calculado por valor en dólares. De aprobarse por parte de una clase, el Plan será vinculante para los acreedores de ésta, sujeto a la aprobación por parte de la corte respectiva. De aprobarse de manera unánime por todas las clases de acreedores (y de accionistas, de ser el caso), la corte deberá aprobar el Plan. Una vez aprobado el Plan por la corte, la empresa deberá implementarlo hasta dar cumplimiento del mismo.

De no ser aprobado el Plan por alguna de las clases de acreedores o por la corte respectiva, si bien el acreedor no entrará de manera automática a bancarrota, al levantarse las suspensiones a los procesos de cobro potencialmente terminará en bancarrota o liquidación.

3.2.9.5 Ley de Garantías Personales de Alberta

Esta ley (Property Security Act (Alberta)) regula en Alberta la prelación, derechos y obligaciones de los acreedores garantizados y el derecho de tales acreedores a ejecutar sus garantías en el evento de incumplimiento del deudor.

3.2.10. RIESGOS QUE CONLLEVA LA INVERSIÓN EN ACCIONES DE LA COMPAÑÍA

a. Riesgos propios del mercado de capitales

La inversión en las Acciones de la Compañía implica para los inversionistas asumir, entre otros, los siguientes riesgos propios del mercado de capitales:

Que la Compañía no genere utilidades, sino pérdidas, y por tal motivo no haya lugar al reparto de dividendos

Que la Compañía decida capitalizar las utilidades obtenidas o constituir con las mismas una reserva y por lo tanto no haya lugar al reparto de dividendos.

Que la asamblea general de accionistas de la Compañía adopte decisiones que eventualmente puedan resultar contrarias a los intereses del inversionista, tales como, fusiones, transformaciones o reorganizaciones.

Que el Agente de Pagos no logre realizar la monetización a pesos de los dividendos en la fecha establecida para su pago.

Que de la liquidación de la Compañía puedan no quedar activos después de pagado el pasivo externo para ser distribuido entre los accionistas o que el remanente sea insuficiente para cubrir

22

el valor total que pagaron los accionistas por sus acciones de la Compañía al momento de adquirirlas, generándose de esta forma para ellos la pérdida del capital invertido.

Que la Junta Directiva de la Compañía emita acciones con derecho preferencial y que, de conformidad con los estatutos sociales de la Compañía, la Junta Directiva declare dividendos sólo respecto de los accionistas de tales acciones, con exclusión de aquellos que tengan Acciones de la Compañía.

Que en el momento en que decidan vender sus Acciones de la Compañía deban hacerlo por un precio inferior al que pagaron por ellas, de acuerdo con la tendencia del mercado.

Que no existan personas interesadas en adquirir las Acciones de la Compañía cuando tomen la decisión de venderlas.

Que exista una prioridad de pago de los acreedores frente a los accionistas, indiferentemente de su nacionalidad o ubicación geográfica, ante una situación de insolvencia empresarial.

Que existan riesgos asociados al ejercicio de los derechos de los accionistas teniendo en cuenta la condición de extranjero del Emisor.

b. Riesgos propios de la industria de hidrocarburos

La inversión en las Acciones de la Compañía implica para los inversionistas asumir en general los siguientes riesgos propios de la industria de hidrocarburos, entre otros:

La fluctuación significativa de los precios del petróleo, por causas exógenas al Emisor tales como, tendencias políticas y económicas, expectativa frente a la inflación, guerra, fluctuaciones cambiarias, políticas de la OPEC, eventos mundiales, tasas de interés, actividades especulativas, entre otros;

La incertidumbre asociada con la cuantificación de las reservas probadas y su recuperación;

La ocurrencia de cambios en la ley y regulación aplicable;

La expropiación de activos;

La ocurrencia de cambios geológicos;

El margen de error inherente a la interpretación geológica;

La falta de infraestructura adecuada para transportar el crudo para su venta;

La posibilidad de que otras compañías petroleras puedan tener mayores recursos financieros, técnicos y de personal que les permitan disfrutar de ventajas tecnológicas y que en el futuro les permita implementar nuevas tecnologías antes que la Compañía;

La imposibilidad de comerciar el hidrocarburo;

Cuando la Compañía o sus subsidiarias no sean operadores de sus propiedades, como es el caso en Colombia donde ECOPETROL opera los bloques de Orito y Neiva, la Compañía dependerá de otros garantes o de las operaciones de terceros para la realización de las actividades y en gran parte, no podrá controlar las actividades de dichos operadores;

La ocurrencia de retrasos, daños a personas o propiedad y daño ambiental, aún a pesar de estar asegurados;

Incrementos en los costos de transporte del crudo, que pueden hacer que la actividad de exploración y producción no sea rentable;

La pérdida de personal de dirección y de empleados clave, que podrá restringir la capacidad de la Compañía de expandir su negocio y exitosamente ejecutar su estrategia de negocios;

La ocurrencia de hechos que afecten la producción tales como: (i) la demora en la expedición o el vencimiento de los permisos para explorar o producir, (ii) litigios futuros, (iii) costos de recuperación, (iv) demoras en el proceso de producción, (v) problemas laborales o con comunidades, (vi) mantenimientos programados y no programados, (vii) condiciones climáticas adversas o (viii) la dificultad o imposibilidad, física o legal, de disponer del agua asociada a la producción.

La incapacidad del Emisor de conseguir capital adicional para ejecutar sus planes de negocio;

La pérdida de las ventajas comparativas del Emisor frente a sus competidores; y

La demora por parte de proveedores críticos en la entrega de informes o reportes de reservas.

23

3.2.11. CRITERIOS QUE DEBEN EVALUAR LOS INVERSIONISTAS PARA DETERMINAR LA COMPOSICIÓN DE SU PORTAFOLIO

Los inversionistas deben estructurar sus portafolios tomando en consideración los riesgos de exposición al mercado, de cambios, de riesgo país, de liquidez, de solvencia, de tasa de interés, de convertibilidad y de transferabilidad y teniendo en cuenta como base el principio de prudencia. Sobre este punto es importante señalar que lo usual es que cuanto más alto sea el riesgo que tenga que asumir el inversionista, mayor la rentabilidad esperada.

Para mayor claridad, a continuación se presenta la definición sucinta de tales riesgos:

Riesgo de mercado: es la posibilidad de pérdida por la variación del valor de la inversión en el mercado frente al valor registrado de la inversión, con ocasión de los cambios en las condiciones del mercado. Así mismo y al tratarse de un activo listado en bolsas de valores extranjeras, existen diversos riesgos de precio, condiciones de mercado y fluctuaciones en el tipo de cambio.

Riesgo de solvencia: es la posibilidad de pérdida por el deterioro de la situación financiera del emisor, que pueda dar lugar a que el valor de la inversión disminuya.

Riesgo de liquidez: es la contingencia de pérdida derivada de la necesidad de vender la inversión por razones de liquidez por un valor inferior al que se pagó por ella o con un descuento importante. Así mismo y al tratarse de un activo listado en bolsas de valores internacionales, existen diversos riesgos de precios de mercado, condiciones de mercado y cambiarios.

Riesgo país: aplica en relación con las inversiones efectuadas en valores de emisores extranjeros y se define como la posibilidad de que las mismas disminuyan su valor con ocasión de los problemas sociales, políticos o económicos que lleguen a afectar al país donde se encuentre constituido u opere el emisor.

Riesgo de tasa de cambio: es la contingencia incierta de ganancia o pérdida frente al valor de la tasa de cambio a la que se realiza la inversión y/o sus dividendos frente al valor de esa misma tasa para la fecha de liquidación de la inversión.

Riesgo de convertibilidad: es la probabilidad de que, debido a cambios regulatorios, se impongan restricciones que limiten la posibilidad de convertir monedas (v.gr. Dólares de los Estados Unidos de América a pesos colombianos y viceversa.) una vez la inversión se liquide.

Riesgo de transferabilidad: es la posibilidad de que se establezcan limitaciones de carácter regulatorio que impidan, restrinjan o limiten la transferencia de monedas o acciones entre diferentes países para la fecha de liquidación de la inversión.

Regulación Gubernamental: se relaciona con la posibilidad de cambios en la regulación gubernamental que afecten la tributación, las tasas de regalías y la protección ambiental.

Para efectos de la determinación por parte de un inversionista de la proporción de acciones de la Compañía que pueden hacer parte de su portafolio de inversión, es fundamental que establezca claramente cuáles son los objetivos que pretende obtener con el portafolio, cuáles son sus necesidades de liquidez y el nivel de riesgo que está dispuesto a asumir.

La proporción de la inversión del portafolio en acciones de la Compañía podrá ser mayor cuanto menores sean las necesidades de liquidez del inversionista y en la medida en que esté dispuesto a asumir un mayor riesgo, a cambio de la posibilidad de que su inversión se vea valorizada en el mediano o largo plazo. Sobre este punto es importante señalar que de acuerdo con las necesidades de liquidez que tenga el inversionista, su inversión en acciones de la Compañía deberá efectuarse teniendo en cuenta el nivel de bursatilidad accionaria que las mismas tengan.

Históricamente se ha demostrado que la inversión en acciones es una inversión a mediano o largo plazo, salvo que el inversionista tenga el carácter de especulador, es decir, que no tenga el ánimo de permanecer como accionista de la sociedad emisora, sino de vender dentro del menor tiempo posible las acciones a un precio superior a aquel por el cual las adquirió, lo cual implica la asunción de un mayor riesgo.

24

3.2.12. BOLSAS EN QUE ESTÁN INSCRITOS LOS VALORES

Los valores están inscritos en la Bolsa de Valores de Toronto (TSX) y estarán inscritos en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC). Canadá, como país, hace parte del grupo de entidades vinculadas a IOSCO (International Organization of Securities Commissions) en calidad de afiliado.

3.2.13. INFORMACIÓN FINANCIERA

La información financiera presentada en este Prospecto se encuentra actualizada al 31 de diciembre de 2010. De igual forma se presentan los estados financieros preparados por la Compañía a corte de 31 de marzo de 2011. La información puede ser consultada en www.sedar.com, el Registro Nacional de Valores y Emisores, a través de la siguiente página Web: www.superfinanciera.gov.co y/o en la página Web de la Compañía (www.petrominerales.com).

El primer trimestre de 2011, es el primer periodo que Petrominerales reporta sus estados financieros bajo las Normas Internacionales de Información (NIIF). Un resumen compresible de los cambios materiales incluidas las reconciliaciones de los estados financieros de PCGA de Canadá a NIIF se presenta en la Nota 23 de los Estados Financieros no auditados preparados por la Compañía al 31 de marzo, 2011, y en la sección 6.7 del presente Prospecto.

3.2.14. CÓDIGO DE ÉTICA

La Junta Directiva del Emisor ha adoptado una amplia Política de Divulgación, Confidencialidad y Negociación, a la que todas las personas relacionadas con la Compañía deberán acogerse. Esta política fomenta la conducta ética en cuanto refleja la importancia de la confidencialidad en relación con las actividades de la Compañía y restringe la negociación de los valores de la Compañía cuando hay de por medio información privilegiada.

La Compañía también ha adoptado un documento de Políticas Corporativas, bajo el cual se regulan, entre otros asuntos, el manejo de información confidencial, conductas del personal de la Compañía, la administración de recursos humanos y las relaciones públicas y con la comunidad. El cumplimiento de las diversas políticas de la Compañía es monitoreado por su administración, con reportes a la Junta Directiva, si es necesario.

Adicionalmente, la Compañía tiene una Declaración de Visión y Valores, la cual delinea sus compromisos con la seguridad, con el valor para los accionistas, con sus empleados, con el medio ambiente y con la integridad. La administración de la Compañía y la Junta Directiva consideran que la declaración de Visión y Valores estimula y promueve una cultura de conducta ética de negocios dentro de la Compañía. Una copia de la Declaración de Visión y Valores puede obtenerse sin costo mediante solicitud escrita a la Oficina de Atención al Inversionista.

4. INFORMACIÓN DE LOS VALORES

4.1 INFORMACIÓN GENERAL DE LAS ACCIONES DE LA COMPAÑÍA

4.1.1. VALOR PATRIMONIAL POR ACCIÓN

Se incluye el Valor Patrimonial de la Acción de la Compañía al cierre del ejercicio contable de la Compañía correspondiente al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 así como también su valor patrimonial al 31 de marzo de 2011:

31 de marzo de 2011

30 de diciembre de 2010



Valor Patrimonial en Libros (US$)

738,300,000 706,600,000 494,981,000 403,281,000

Acciones Emitidas 103,678,177 103,391,878 98,610,917 99,399,431




25

Valor Intrínseco por acción (US$)

7.12 6.83 5.02 4.06

Valor intrínseco por acción (en COP$)

13,380.50 13,073.81 10,261.09 9,102.64

Fuente: Estados Financieros Petrominerales

La información presentada en pesos colombianos fue convertida a la tasa de cambio representativa del mercado para 31 de marzo de 2011, COP$ 1,879 31 de diciembre de 2010; COP$ 1,913, 31 de diciembre de 2009; COP$ 2,044, 31 de diciembre de 2008: COP$ 2,244.

4.1.2. PRECIO BASE DE LA ACCIÓN EN LA BOLSA DE VALORES DE COLOMBIA

El precio base para la cotización de la Acción de la Compañía en la primera sesión de negociación en la Bolsa de Valores de Colombia será el resultado del cálculo del precio de cierre de la cotización de la Acción de la Compañía en la TSX el día inmediatamente anterior a su listado en la BVC, convertido a la respectiva tasa de cambio de Dólares canadienses (CAD$) a pesos colombianos (COP$). Para lo anterior, los valores en Dólares canadienses serán convertidos a Dólares de los Estados Unidos a la tasa de cierre publicada por The World Markets Company PLC (WM) en conjunto con Reuters y el resultado en Dólares de los Estados Unidos será convertido a pesos colombianos a la Tasa Representativa de Mercado (TRM) del día anterior a la inscripción de la acción en la BVC.

4.1.3. DERECHOS Y OBLIGACIONES DE LOS ACCIONISTAS

Los estatutos sociales de la Compañía establecen que, sin perjuicio de los demás derechos que les otorga la regulación canadiense (y los cuales fueron enunciados en la Sección 3.2.8 anterior), las Acciones de la Compañía conllevan los siguientes derechos, privilegios, restricciones y condiciones:

(i) Cada titular de una Acción de la Compañía tiene derecho a recibir notificación, asistir y votar en todas las reuniones anuales y especiales de los accionistas de la Compañía;

(ii) Los titulares de las Acciones de la Compañía tienen derecho a recibir dividendos, siempre que tales dividendos sean decretados por la Junta Directiva de la Compañía; y

(iii) Los titulares de las Acciones de la Compañía tienen derecho a compartir de manera igualitaria la propiedad restante de la Compañía llegado el momento de su liquidación, disolución o cierre de la Compañía.

Aunque bajo el ABCA, la Compañía podría emitir acciones preferenciales (en las que los derechos descritos en el punto (i) podrían ser restringidos) las Acciones de la Compañía son ordinarias y a la fecha la Compañía no ha emitido acciones preferenciales.

4.1.4. LEY DE CIRCULACIÓN

Las Acciones de la Compañía tienen ley de circulación nominativa, según se entiende bajo la legislación colombiana y, de manera similar, en Canadá. Es decir, para el perfeccionamiento de su traspaso se requiere la anotación en cuenta, de forma análoga a la prevista en el artículo 12 de la Ley 964 de 2005.

La transferencia de las Acciones de la Compañía en Colombia se sujetará a lo señalado en la ley colombiana para la ley de circulación nominativa. Las Acciones de la Compañía serán transadas a través de la BVC y podrán ser negociadas directamente a través de sus tenedores legítimos acatando los procedimientos establecidos en las normas que regulan su negociación en el mercado.

4.1.5. OBLIGACIONES DE LA COMPAÑÍA

La Compañía tendrá las siguientes obligaciones: i) Suministrar información acerca de la Compañía que deba ser suministrada; ii) Garantizar el acceso y actualización de la información financiera, económica, contable, jurídica y administrativa de la Compañía; iii) Advertir a los inversionistas autorizados acerca de las características,

26

derechos, obligaciones, restricciones y riesgos inherentes a este tipo de inversión; iv) Informar y adjuntar los soportes del acuerdo de administración y custodia de las Acciones de la Compañía y v) Cumplir con las obligaciones establecidas a los emisores inscritos ante el RNVE en Colombia. Además, tendrá las obligaciones establecidas en las normas vigentes. Asimismo, en virtud de su calidad de emisor inscrito en el Registro Nacional de Valores y Emisores, le asistirán las obligaciones de información contenidas en los artículos 5.2.4.1.2, 5.2.4.1.3. y 5.2.4.1.5. del Decreto 2555 de 2010, según las cuales la Compañía deberá reportar información relevante, información periódica e información de fin de ejercicio.

Adicionalmente, la Compañía deberá en todo momento dar cumplimiento a lo estipulado en la Circular Externa 003 de 2007, especialmente en lo estipulado en su Numeral 6, respecto de la actualización del RNVE mediante el reporte de información de períodos intermedios y de fin de ejercicio, y la autorización de la asamblea general de accionistas o del órgano equivalente que los autorizó.

La Compañía estará suministrando la información relevante a través de los mecanismos dispuestos por la normatividad canadiense – a través de www.sedar.com - y por los mecanismos establecidos por la Superintendencia Financiera de Colombia, a través de www.superfinanciera.gov.co

La Compañía tiene disponible en Canadá una Oficina de Atención al Inversionista, en la siguiente dirección:

Petrominerales Ltd.: Kelly Sledz Chief Financial Officer/ Investor Relations

1900, 111 - 5th Avenue SW Calgary, Alberta T2P 3Y6, Canada

Phone: +403-750-4400 Fax: +403-266-5794

Buzón electrónico: [email protected]

Adicionalmente, la Compañía tiene en Colombia una oficina de atención al inversionista, en la siguiente dirección, a través de la cual los accionistas podrán acudir para cualquier información o aclaración respecto de la negociabilidad de las acciones de la Compañía en Colombia.

La citada oficina será responsable de cumplir con el envío de la información relevante, representar legalmente a la Compañía ante la Superintendencia Financiera y recibir la correspondencia que sobre las acciones de la Compañía en circulación sea enviada al Emisor.

Petrominerales Ltd. Laura Núñez

Investors Relations Calle 116 No. 7-15 Interior 2, Piso 6

Edificio Torre Cusezar Bogotá, Colombia Tel. 571 - 6292701 Fax. 571 - 2142226

Buzón electrónico: [email protected] Horario de atención: lunes a viernes de 9:00 a.m. a 5:00 p.m.

La Oficina de Atención al Inversionista será parte de la Vicepresidencia Financiera y estará ubicada en las oficinas de PCL en la ciudad de Bogotá.

Los deberes y obligaciones de la Oficina de Atención al Inversionista serán esencialmente los siguientes:

Atender a los inversionistas en el horario de atención al público de a.m. a p.m.

Coordinar el envío, transmisión, y difusión de la información relevante de la Compañía a través de la Superintendencia Financiera.

Coordinar el envío de información de la Compañía de acuerdo con las solicitudes de la Bolsa de Valores de Colombia.





27

Recibir las notificaciones y correspondencia dirigida a la Compañía.

Servir como representante legal y dirección en Colombia de la Compañía, para todos los efectos de las labores de supervisión de la Superintendencia Financiera.

Instruir a los Inversionistas sobre los procedimientos de negociación de las Acciones de la Compañía.

Indicar los procedimientos para la compra y venta de las Acciones de la Compañía en el exterior.

Indicar los procedimientos para la compra y venta de las Acciones de la Compañía en Colombia a través de la Bolsa de Valores de Colombia.

Informar a los Inversionistas nacionales el procedimiento y las características del pago de dividendos, en el caso en que éstos sean decretados por la Compañía.

Mantener informado al mercado acerca de cualquier cambio en el Custodio Internacional.

Mantener y hacer seguimiento de las consultas formuladas por los Inversionistas.

Coordinar con la Oficina de Atención al Inversionista domiciliada en Canadá el suministro de Información a los inversionistas colombianos.

Informar a los Inversionistas sobre los medios a través de los cuales podrán ejercer sus derechos como accionistas del Emisor.

Informar a los Inversionistas de todos aquellos aspectos relacionados con la información de la Compañía contenida en el Prospecto de Información.

Brindar en general toda la información que requieran los inversionistas sobre la regulación aplicable a la Compañía.

El papel de la oficina de atención al inversionista es la de servir como guía y apoyo institucional a los inversionistas en Colombia. De esta forma, la oficina prestará sus servicios para que cada uno de ellos pueda negociar, comprar o vender las Acciones de la Compañía a través de los sistemas transaccionales de la BVC y de conformidad con las normas que regulan el mercado público de valores, pueda conocer de manera directa el estado de sus inversiones y el suministro de información que le permita adoptar oportunamente decisiones en relación con éstas.

Finalmente, será también un propósito esencial de la oficina de atención al Inversionista el brindar información a los inversionistas sobre el ejercicio de sus derechos como accionistas de la Compañía. En este sentido, explicarán las diferentes instancias a través de las cuales podrán ejercer y exigir sus derechos, y explicará, de acuerdo con la reglamentación aplicable, sus deberes y obligaciones como accionistas.

4.1.6. ACCIONES DE LA COMPAÑÍA EN CIRCULACIÓN

Al 31 de marzo de 2011, había 103.678.177 Acciones de la Compañía emitidas y en circulación, las cuales son ordinarias, de acuerdo con la información suministrada por el Agente de Transferencia.

4.1.7. VALOR NOMINAL

Las Acciones de la Compañía no tienen valor nominal.

4.1.8. BOLSA DE VALORES O SISTEMA DONDE ESTÁN INSCRITOS LOS VALORES

Las acciones de la Compañía están actualmente inscritas en la TSX y lo estarán en la BVC una vez haya sido otorgada su respectiva autorización por parte de la Superintendencia Financiera de Colombia.

4.1.9. MEDIOS A TRAVÉS DE LOS CUALES SE DA A CONOCER LA INFORMACIÓN DE INTERÉS A LOS INVERSIONISTAS

El Prospecto y la información para los inversionistas son publicados en la página Web de Petrominerales: www.petrominerales.com. De igual forma el Emisor reporta información relevante y financiera a través de


28

www.sedar.com,1 de acuerdo con la reglamentación aplicable a emisores listados en la Bolsa de Valores de

Toronto (TSX) y según los mecanismos establecidos por la Superintendencia Financiera de Colombia, a través de www.superfinanciera.gov.co. Adicionalmente, el Prospecto será publicado en el aplicativo de la Superintendencia Financiera de Colombia.

4.1.10. RÉGIMEN FISCAL APLICABLE A LOS VALORES OBJETO DE LISTADO

Los comentarios reflejados en este capítulo son de carácter general, y sin perjuicio de normas especiales para cierto tipo de inversionistas, y se fundamentan en la legislación tributaria vigente. Por lo tanto, no deben ser tenidos como una asesoría legal o tributaria respecto de ninguna de las partes involucradas ni contemplan posibles cambios futuros en la legislación. En este orden de ideas, los inversionistas deberán consultar sus propios asesores de impuestos en relación con los aspectos fiscales que puedan surgir con ocasión de alguna de las situaciones o eventos previstos en este Prospecto en relación con sus situaciones particulares.

4.1.10.1 RÉGIMEN FISCAL APLICABLE EN CANADÁ

La propiedad y enajenación de las Acciones de la Compañía pueden tener repercusiones tributarias en Canadá. A continuación aparece una descripción general de las principales consecuencias tributarias que por lo general surgen de la Ley de Impuesto de Renta de Canadá y su reglamentación (en conjunto la “Ley de Impuestos de Canadá”).

Este resumen se basa en disposiciones de la Ley de Impuestos de Canadá en vigencia a la fecha de este Prospecto, en todas las propuestas específicas para modificar la Ley de Impuestos de Canadá que han sido anunciadas públicamente previas a la fecha de este Prospecto (las “Enmiendas Propuestas”), y en el entendimiento de nuestros asesores legales de las políticas administrativas y de fiscalización de la Agencia de Administración Tributaria Canadiense (Canadá Revenue Agency) que han sido publicadas.

No se puede garantizar que las Enmiendas Propuestas serán promulgadas en la forma actualmente propuesta o en forma alguna. Salvo por las Enmiendas Propuestas, este resumen no toma en cuenta ningún cambio en la ley, ya sea legislativo, regulatorio, o de naturaleza judicial, ni toma en cuenta consideraciones fiscales provinciales, territoriales o extranjeras, que pudiera diferir significativamente de aquellas aquí descritas.

a. Ganancia Ocasional sobre las Acciones de la Compañía

Un Tenedor no Residente en Canadá no estará sujeto a impuestos bajo la Ley de Impuestos de Canadá sobre ganancias de capital que se obtenga en la disposición de Acciones de la Compañía a menos de que las Acciones de la Compañía sean “propiedad canadiense gravada” para el tenedor para efectos de la Ley de Impuestos de Canadá y el tenedor no tenga derecho a una exención bajo un tratado de impuesto a la renta aplicable entre Canadá y el país en el que el tenedor sea residente. El 21 de noviembre de 2009, en Lima, se celebró un tratado de impuesto sobre la renta entre Canadá y Colombia para evitar la doble tributación y la prevención de la evasión de impuestos. El tratado entrará en vigencia cuando Canadá y la República de Colombia se notifiquen mutuamente a través de los canales diplomáticos de que se ha cumplido con todas las medidas necesarias para que el tratado entre en vigencia en sus países respectivos.

b. Venta de las Acciones de la Compañía

Las Acciones de la Compañía no constituirán propiedad canadiense gravada de un Tenedor no Residente en Canadá siempre y cuando las Acciones de la Compañía se encuentren listadas al momento en una bolsa de valores o sistema de negociación de valores particular (que incluye TSX) a menos de que durante el término de

1 www.sedar.com es el sitio oficial que da acceso a la mayoría de valores e instrumentos públicos y la información presentada por las

empresas públicas listadas, así como de los fondos de inversión bajo Canadian Securities Administrators (CSA), a través del sistema de presentación de información de SEDAR. El objetivo de divulgar información y hacerla pública a los inversionistas se enfoca en mejorar el conocimiento de la situación comercial y financiera de las empresas públicas listadas, así como de los fondos de inversión, promoviendo la confianza en el funcionamiento transparente de los mercados de capitales en Canadá. La consecución de este objetivo depende en gran medida el suministro de información precisa sobre los participantes y emisores del mercado.




29

60 meses que termine en ese momento el Tenedor no Residente en Canadá, personas con las que el Tenedor no Residente en Canadá haya negociado en términos no comerciales y/o independientes, o el Tenedor no Residente en Canadá junto con dichas personas, haya detentado 25% o más de las acciones de cualquier clase o serie de la Compañía.

4.1.10.2 RÉGIMEN FISCAL APLICABLE EN COLOMBIA

De acuerdo con las normas fiscales vigentes, los Residentes en Colombia y los extranjeros a partir de su quinto año o período gravable de residencia continua o discontinua en Colombia, están sujetos al impuesto sobre la renta y complementario de ganancias ocasionales respecto de sus rentas de fuente mundial (Artículo 9 del Estatuto Tributario Colombiano). Por el contrario, los nacionales colombianos y los extranjeros que No Residentes en Colombia y los extranjeros residentes en Colombia que no hayan completado cinco años de residencia en Colombia, solamente están sometidos al impuesto de renta y complementario de ganancias ocasionales sobre sus ingresos de fuente nacional colombiana (Artículo 24 del Estatuto Tributario Colombiano).

El artículo 10 del Estatuto Tributario Colombiano establece que la residencia para efectos fiscales consiste en la permanencia continua en el país por más de seis (6) meses en el año o período gravable, o que se completen dentro de éste; lo mismo que la permanencia discontinua por más de seis meses en el año o período gravable. También se consideran Residentes en Colombia las personas naturales nacionales que conserven la familia o el asiento principal de sus negocios en el país, aun cuando permanezcan en el exterior.

Las personas jurídicas constituidas en Colombia están sometidas a impuesto de renta y complementario de ganancias ocasionales en Colombia, sobre sus rentas de fuente mundial. Por el contrario, las personas jurídicas constituidas fuera de Colombia solamente están sometidos al impuesto de renta y complementario de ganancias ocasionales sobre sus ingresos de fuente nacional Colombiana (Artículo 12 del Estatuto Tributario colombiano).

a. Utilidad en la enajenación de acciones de la Compañía

Por regla general, los ingresos originados en la venta de acciones poseídas en sociedades extranjeras son de fuente extranjera y en esa medida se gravarán cuando sean recibidos por contribuyentes obligados a impuesto de renta y complementario de ganancias ocasionales en Colombia sobre sus rentas de fuente mundial. La utilidad gravable resultará de restar del precio de venta, el costo fiscal de las acciones determinado con base en las normas vigentes. Dicha utilidad se tratará como una renta ordinaria si las acciones han estado menos de dos años en poder del contribuyente, o como una ganancia ocasional si han estado en su poder dos o más años.

No obstante lo anterior, el artículo 36-1, inciso 2º, del Estatuto Tributario establece que “no constituye renta ni ganancia ocasional las utilidades provenientes de la enajenación de acciones inscritas en una bolsa de valores de Colombia, de las cuales sea titular un mismo beneficiario real, cuando dicha enajenación no supere el 10% de las acciones en circulación de la respectiva sociedad, durante un mismo año gravable”.

Para los anteriores efectos, debe tomarse en consideración la definición de beneficiario real consagrada en el artículo 6.1.1.1.3 del Decreto 2555 de 2010.

b. Dividendos distribuidos por la Compañía

Los dividendos que distribuyan sociedades constituidas en el extranjero no se consideran ingresos de fuente nacional colombiana, salvo cuando son percibidos por colombianos Residentes en Colombia y la sociedad que los distribuye tiene en Colombia, directamente o por conducto de otras, negocios o inversiones. De acuerdo con lo anterior:

- Los nacionales sin residencia en Colombia, los extranjeros sin residencia en Colombia y los extranjeros con menos de cinco años de residencia continua o discontinua en Colombia, no están sometidos a impuesto de renta sobre los dividendos que reciban de sociedades extranjeras.

30

- Los colombianos Residentes en Colombia y los extranjeros Residentes en Colombia obligados a pagar impuestos sobre rentas de fuente mundial, sí están sometidos a impuesto de renta sobre los dividendos que reciban de sociedades extranjeras.

Este resumen es de naturaleza general y no pretende ser, ni debe ser interpretado como una asesoría legal o fiscal dirigida a algún Inversionista en particular. Los Inversionistas deben consultar con sus propios asesores de impuestos sobre sus circunstancias particulares.

4.1.11. ADMINISTRACIÓN DE LA EMISIÓN

La emisión de las Acciones de la Compañía es administrada en Canadá por el Depósito Centralizado de Valores de Canadá (Clearing and Depositary Services Inc. – CDS). Para efectos de las inversiones realizadas a través de la BVC, se realizarán anotaciones en cuenta en el Depósito Centralizado de Valores S.A, - DECEVAL, tal como se describe a continuación en el capitulo 4.1.12 NEGOCIACIÓN DE LAS ACCIONES DE LA COMPAÑÍA. En Canadá, Computershare Trust Company actúa como Agente de Transferencias (Transfer Agent).

4.1.12. NEGOCIACIÓN DE LAS ACCIONES DE LA COMPAÑÍA

Las acciones de la Compañía se negocian a través de la TSX y serán negociadas en la BVC como instrumentos inscritos en dicho sistema transaccional y en el RNVE.

Las personas jurídicas y naturales en Colombia catalogadas como Residentes en Colombia, al igual que los inversionistas extranjeros, podrán negociar las Acciones de la Compañía a través de la BVC, de acuerdo con la reglamentación del mercado de valores aplicable.

Con base en lo anterior, los inversionistas podrán realizar operaciones de compra y venta de las acciones de la Compañía a través del Sistema de Negociación de Valores de Renta Variable que administra la BVC, sobre aquellos valores que se encuentren circulando en el mercado público de valores colombiano.

El inversionista deberá determinar con su Comisionista de Bolsa qué cuentas deberá tener abiertas en Depósitos de Valores para la inversión en adquisición y custodia de las Acciones de la Compañía, así como los tiempos y gastos de transferencia de valores entre el mercado canadiense y el mercado colombiano (y viceversa).

Los inversionistas deberán considerar, además de la comisión cobrada por la Comisionista de Bolsa para la realización de operaciones, los siguientes costos entre otros que pueden ser cobrados por los diferentes agentes involucrados en la operación –ya sea de forma directa o a través de los intermediarios de valores: (i) Custodia de los valores locales a través de DECEVAL, (ii) Custodia de los valores del Emisor en el mercado internacional a través de la Cuenta Ómnibus de DECEVAL, (iii) Creación / Cancelación de los registros de anotación en cuenta por la compra / venta de Acciones de la Compañía en el exterior y el movimiento de valores y registros que implica para DECEVAL ante los custodios internacionales, así como los procesos de conciliación que requiera realizar el depósito de valores para tal fin, (iv) Comisiones que llegase a cobrar el Agente de Pagos (en caso de que este sea un tercero ajeno a la Compañía) por pago de dividendos, (v) Tributos y gravámenes al pago de dividendos a cargo del inversionista, (vi) Tributos y gravámenes asociados a la intermediación de valores en Colombia o el exterior, (vii) Comisiones cobradas por comisionistas internacionales por la compra / venta de valores en el mercado canadiense, (viii) Comisiones e impuestos asociados a la compra de divisas, (ix) otros costos y gastos no especificados en el presente documento y que puedan surgir en la operación.

Adicionalmente, los Residentes en Colombia podrán adquirir Acciones de la Compañía en el mercado secundario de la TSX a través de las entidades destinadas para tal efecto y cumpliendo con la normatividad cambiaria aplicable. De esta manera, los Residentes en Colombia que posean inversiones en acciones de la Compañía en el mercado canadiense podrán solicitar a sus corredores internacionales el traslado de los valores libre de pago a la cuenta de depósito en el exterior establecida por el Depósito Centralizado de Valores (DECEVAL), quien tan pronto sea notificado de la recepción de los valores, procederá a realizar la anotación en cuenta a través del Depositante Directo, para que a su vez pueda realizarse la negociación de dichos valores en el mercado

31

colombiano a través de la Bolsa de Valores de Colombia, previo el cumplimiento de las normas cambiarias aplicables establecidas por el Banco de la República

2.

De igual forma, los Residentes en Colombia que tengan la intención de negociar las Acciones de la Compañía en los mercados internacionales en donde se encuentren registrados, podrán solicitar a través de los Comisionistas de Bolsa que actúen como Depositantes Directos ante DECEVAL, la realización de la transferencia de los valores del mercado colombiano libres de pago a las cuentas de custodia en los mercados internacionales que sean dispuestas por los inversionistas, previa eliminación de la anotación en cuenta en el DECEVAL y sujeto al cumplimiento de las normas cambiarias aplicables, establecidas por el Banco de la República.

La negociación de las Acciones de la Compañía en Colombia deberá cumplir con las reglas estipuladas en el Decreto 2555 de 2010 sobre restricciones a las operaciones preacordadas. Así mismo, DECEVAL, los Comisionistas de Bolsa y los Inversionistas colombianos deberán observar y dar cumplimiento a las disposiciones del Decreto 2555 de 2010 y todas sus modificaciones y reglamentaciones vigentes.

La liquidación y compensación de las operaciones que se efectúen en pesos colombianos a través de la Bolsa de Valores de Colombia se hará de acuerdo con el sistema de liquidación y compensación descrito y regulado en el Reglamento de la Bolsa de Valores de Colombia y en la Circular Única de la Bolsa de Valores de Colombia. Este procedimiento será el mismo que se desarrolle para la negociación de acciones de la Compañía emitidas por emisores colombianos al tratarse de transacciones efectuadas en el sistema de la BVC, en cumplimiento de las normas establecidas en el Decreto 2555 de 2010 y la Ley 964 de 2005 y sus decretos reglamentarios vigentes.

4.1.12.1 REGLAS DE NEGOCIACIÓN DE LAS ACCIONES DE LA COMPAÑÍA

Anotaciones en Cuenta de las Acciones de la Compañía

Las Acciones de la Compañía son acciones desmaterializadas que se encuentran depositadas en el Depósito Centralizado de Valores de Canadá (Clearing and Depositary Services Inc. – CDS) razón por la cual no es necesario crear un macrotítulo en Colombia, toda vez que el valor ya está emitido en el exterior y es administrado a través de Depósito Internacional en Canadá.

DECEVAL operará en Colombia ante los inversionistas nacionales como sub-custodio de las acciones de la Compañía a través de una Cuenta Ómnibus regulada por un Contrato de Custodia Internacional suscrito con Custodio Internacional elegido por DECEVAL.

DECEVAL en Colombia creará la especie y la clase de valor en el sistema local y hará las anotaciones en cuenta en el sistema local a favor del Depositante Directo y a favor del titular o inversionista.

Los procesos operativos deberán realizarse de acuerdo con las instrucciones que sobre el particular emita DECEVAL.

DECEVAL mantiene un equilibrio entre las Acciones de la Compañía registradas en la Cuenta Ómnibus en el Custodio Internacional y las Acciones de la Compañía registradas en el sistema local, las cuales siempre deben coincidir. Se comporta como una cuenta recíproca entre el Custodio Internacional y el custodio local.

Para el caso de la Compañía, el soporte para la creación de la especie en el sistema local, es la transferencia de las Acciones de la Compañía a la Cuenta Ómnibus a favor de DECEVAL en el Custodio Internacional.

2 Los inversionistas deberán revisar y validar con las Sociedades Comisionistas de Bolsa los tiempos requeridos para realizar los traslados de

los valores de la Compañía en los mercados internacionales a favor del Deceval, así como los tiempos requeridos para tener la disponibilidad de dichos valores como anotación en cuenta en el mercado colombiano y canadiense

32

Negociación de Acciones de la Compañía en Colombia

Por su parte, DECEVAL en Colombia creará la especie y la clase de valor en el sistema local y hará las anotaciones en cuenta en el sistema local a favor del Depositante Directo y a favor del titular o inversionista.

Para todos los efectos de la operación de transferencia de Acciones de la Compañía, los servicios de DECEVAL serán prestados en los mismos términos y condiciones que para las emisiones locales a través del mecanismo de anotación en cuenta para la constitución del respectivo derecho sobre los valores de acuerdo con lo establecido en el artículo 12 de la Ley 964 de 1995. Por lo tanto, todos los sistemas de liquidación y compensación aplicables hoy a los valores inscritos en el RNVE serán los mismos que se utilicen para las Acciones de la Compañía.

Es importante precisar que actualmente en Colombia el macrotítulo es el soporte para crear la especie en el sistema electrónico administrado por DECEVAL, pero la anotación en cuenta no se realiza en el macrotítulo sino que se registra en el sistema local, de conformidad con lo establecido en el artículo 12 de la Ley 964 de 2005. Para el caso de la Compañía, el soporte para la creación de la especie en el sistema local será la transferencia de las Acciones de la Compañía a la Cuenta Ómnibus a favor de DECEVAL en el Custodio Internacional.

Adicionalmente, los certificados que expida DECEVAL donde consten las anotaciones en cuenta y el estado de los derechos de los Inversionistas sobre las Acciones de la Compañía allí registradas, prestarán mérito ejecutivo; sin embargo, no podrán circular ni servirán para transferir la propiedad de las Acciones de la Compañía de acuerdo con lo señalado en el Artículo 13 de la Ley 964 de 2005. Asimismo, corresponderá a DECEVAL expedir las certificaciones que valdrán para los Inversionistas para ejercer los derechos políticos que otorguen las Acciones de la Compañía en la Asamblea General de Accionistas de Petrominerales.

Operación de Compra de Acciones de la Compañía en el Extranjero:

1. El Depositante Directo realiza la compra de Acciones de la Compañía en el exterior por medio de un intermediario extranjero, quien registra la operación en el sistema del Custodio Internacional que utilice para tales fines.

2. El Comisionista de Bolsa registra la instrucción en el sistema de DECEVAL, quien a su vez, reproduce en el sistema del Custodio Internacional la instrucción dada por el cliente, para que ésta y la instrucción dada del intermediario extranjero coincidan y la operación cuadre, pagando esta transacción en el exterior.

3. DECEVAL verifica la recepción de los valores en el Custodio Internacional en su Cuenta Ómnibus y acredita los valores en las subcuentas de depósito de los Depositantes Directos a favor de los Inversionistas. A partir de este momento, las Acciones de la Compañía pueden negociarse libremente en la Bolsa de Valores de Colombia.

[CONTINÚA EN LA SIGUIENTE PÁGINA]

33

Operación de Venta de Acciones de la Compañía en el Extranjero:

1. El Depositante Directo realiza la venta en el exterior por medio de un intermediario extranjero, quien registra la operación en el sistema del Custodio Internacional que utilice para tales fines.

2. El Depositante Directo registra la instrucción en el sistema de DECEVAL, quien a su vez bloquea los valores, reproduce la instrucción, la reproduce en el Sistema del Custodio Internacional, para que ésta y la instrucción dada por el intermediario extranjero coincidan y la operación se cumpla.

3. DECEVAL es notificado por el Custodio Internacional sobre el traslado de los valores al intermediario extranjero y liquidación de la operación de venta. Una vez confirmada, DECEVAL debita los valores de las subcuentas de los intermediarios nacionales. A partir de este momento, se reduce el saldo del intermediario y por tanto, el saldo en circulación en Colombia.

4. La transacción podrá ser libre de pago o de entrega contra pago (DVP). Si la operación es DVP, el dinero se recibirá en la cuenta creada por DECEVAL para la negociación de valores extranjeros, para luego trasladarla al intermediario vendedor. Si la operación se maneja libre de pago (DF), el Depositante Directo solicitará a DECEVAL, a través del sistema de depósito en Colombia, la entrega libre de pago (DF) de los valores en el mercado internacional, para que éstos sean trasladados al Custodio Internacional designado por el Depositante Directo con quien se realizará el cumplimiento de las operaciones de venta en el mercado extranjero. En este caso los recursos serán recibidos por el Comisionista de Bolsa a través de un comisionista internacional, quien recibirá los recursos como resultado de la operación de entrega contra pago (DVP) ocurrida en el mercado internacional.

Operaciones realizadas entre Residentes en Colombia a través de la BVC:

1. Los intermediarios nacionales generan órdenes de compra y venta que son enviadas a la BVC.

2. Las órdenes se ejecutan en el mercado nacional y son liquidadas en pesos.

3. La BVC notifica a DECEVAL la negociación bursátil.

4. DECEVAL actualiza los saldos de las subcuentas depositante-inversionista según la operación que hayan realizado (compra o venta), sin afectar la Cuenta Ómnibus.

34

Cumplimiento de la normatividad cambiaria en la negociación de las Acciones de la Compañía.

La normatividad cambiaria colombiana reglamenta los registros y procedimientos aplicables a las inversiones financieras y en activos en el exterior, así como la negociación de valores extranjeros listados en sistemas de negociación de valores locales.

De acuerdo con la normatividad cambiaria se entiende por inversión de capital colombiano en el exterior, la vinculación a empresas en el extranjero de activos generados en Colombia, y la reinversión o capitalización en el exterior de sumas con obligación de reintegro. La adquisición de valores extranjeros por parte de Residentes en Colombia, así dichos valores se encuentren listados en sistemas de negociación de valores locales, se considerará una inversión colombiana en el exterior sujeta a registro cambiario.

De conformidad con lo establecido en la Circular Reglamentaria DCIN – 83 los giros al exterior derivados de la adquisición inicial de valores extranjeros emitidos en el exterior e inscritos en el RNVE para ser negociados en un sistema transaccional o para realizar oferta pública en el mercado secundario deberán canalizarse a través del mercado cambiario de la siguiente forma:

1. Cuando el Comisionista de Bolsa adquiera los valores extranjeros de que trata este punto y actúe por cuenta propia o en desarrollo de contratos de comisión y no tenga la calidad de intermediario del mercado cambiario (IMC), la canalización de divisas y el registro de estas inversiones se realizarán con la presentación de la declaración de cambio por inversiones internacionales (Formulario No. 4) por parte del Comisionista de Bolsa ante los intermediarios del mercado cambiario, utilizando el numeral cambiario 4587 “Inversiones financieras en valores extranjeros emitidos en el exterior e inscritos en el RNVE” (egreso).

2. Cuando el Comisionista de Bolsa tenga la condición de intermediario del mercado cambiario y actúe por cuenta de terceros, para la canalización de las divisas y registro de las inversiones a que se refiere este numeral, se deberá presentar la declaración de cambio por inversiones internacionales (Formulario No. 4) por parte del Residente en Colombia que adquiere los valores extranjeros, utilizando el numeral cambiario 4587 “Inversiones financieras en valores extranjeros emitidos en el exterior e inscritos en el RNVE” (egreso).

3. Cuando el Comisionista de Bolsa tenga la condición de intermediario del mercado cambiario y actúe por cuenta propia para la adquisición de las inversiones financieras de que trata este punto, no se deberá diligenciar la declaración de cambio por inversiones internacionales (Formulario No. 4).

Para la canalización de las sumas correspondientes a pagos de capital (numeral cambiario 4057 “Redención de inversiones financieras en valores extranjeros emitidos en el exterior e inscritos en el RNVE – ingreso”), intereses y utilidades (numeral cambiario 1597 “Rendimientos de inversiones financieras en valores extranjeros emitidos en el exterior e inscritos en el RNVE- ingreso”) de los valores extranjeros emitidos en el exterior e inscritos en el RNVE a nombre de los titulares de las inversiones financieras a que se refiere este numeral, se deberá presentar

35

por el Residente en Colombia ante los intermediarios del mercado cambiario la declaración de cambio por inversiones internacionales (Formulario No. 4).

Los Comisionistas de Bolsa deberán presentar en nombre de los inversionistas las declaraciones de cambio por inversiones internacionales (Formulario No. 4) en forma consolidada cuando actúen en desarrollo de contratos de comisión. De la misma forma, los agentes de pago deberán presentar la declaración de cambio por inversiones internacionales (Formulario No. 4) en forma consolidada.

En estos casos deberá conservar el detalle de la información de los titulares de las inversiones que correspondan a la declaración de cambio consolidada.

Los registros de inversiones financieras y en activos en el exterior de valores extranjeros efectuados ante el Banco de la República de acuerdo con el numeral 7.3.10 de la Circular Reglamentaria Externa DCIN – 83, que posteriormente se inscriban en el RNVE no deberán efectuar un nuevo registro.

Sustitución del registro

Cuando un Residente en Colombia le vende a otro Residente en Colombia los valores extranjeros, la operación podrá realizarse en moneda legal colombiana de conformidad con el numeral 3 del artículo 36 de la Resolución Externa 8 de 2000 de la Junta Directiva del Banco de la República y lo previsto en los reglamentos de las bolsas de valores y de los sistemas transaccionales.

El depósito centralizados de valores local encargado de la custodia y administración de los valores extranjeros emitidos en el exterior e inscritos en el RNVE conservará la información relativa a la sustitución del inversionista.

Dicha información deberá mantenerse a disposición del Departamento de Cambios Internacionales del Banco de la República para cuando éste así lo requiera mediante comunicación escrita u otro medio idóneo.

Cuando la negociación de estos valores se realice en el exterior entre dos Residentes en Colombia, cada uno de los Residentes en Colombia deberá canalizar a través del mercado cambiario las divisas correspondientes a su adquisición (numeral 4585 “Inversión financiera – sector privado – Títulos emitidos y activos en el exterior” o 4630 “Inversión financiera – sector público – Títulos emitidos y activos en el exterior – egreso”) y reintegro (numeral 4058 “Retorno de la in versión financiera – sector privado” o 4095 “Retorno de la inversión financiera – sector público – ingreso” con la presentación de la declaración de cambio por inversiones internacionales (Formulario No. 4) a los intermediarios del mercado cambiario. En el caso de canalización a través de cuentas corriente de compensación se deberá observar en lo pertinente lo dispuesto en el numeral 8.3. y en particular el 8.3.3. de la mencionada circular.

La sustitución del inversionista financiero, incluidas las inversiones financieras y en activos en el exterior de valores extranjeros de que trata esta sección, realizadas con anterioridad a la vigencia de la mencionada Circular, se sujetará a lo previsto aquí.

Los intermediarios de valores que negocien valores extranjeros emitidos en el exterior e inscritos en el RNVE y el depósito centralizado de valores vigilados por la Superintendencia Financiera de Colombia encargado de la custodia y administración de los valores extranjeros emitidos en el exterior e inscritos en el RNVE conservarán la información pertinente relativa a estas operaciones para cuando lo requieran las entidades de control y vigilancia.

Cancelación del registro

Cuando el Residente en Colombia titular de las Acciones de la Compañía las venda a una persona que no sea Residente en Colombia deberá canalizar las divisas a través del mercado cambiario mediante el diligenciamiento de la declaración de cambio por inversiones internacionales (Formulario No. 4) utilizando el numeral cambiario 4057 “Redención de inversiones en valores extranjeros emitidos en el exterior e inscritos en el RNVE” (ingreso).

36

4.1.13. POLÍTICA DE DIVIDENDOS DE LA COMPAÑÍA

La Compañía no tiene obligaciones de declarar o distribuir dividendos bajo el ABCA, los estatutos y los documentos constitutivos. La Junta Directiva será el órgano social facultado para decretar los dividendos de la Compañía.

La Junta Directiva de la Compañía adoptó la política de pagar un dividendo trimestral de CAD$ 0.125 por Acción.

La Sección 43 del ABCA establece que una compañía no puede decretar o pagar dividendos si hay motivos razonables para pensar que está, o que después del pago estará, en incapacidad para pagar sus obligaciones a medida que se venzan o que el valor realizable de sus activos podría ser menor que el total de sus pasivos y capital declarado de toda clase.

La Sección 44 del ABCA establece que una compañía puede pagar dividendos mediante la emisión de acciones totalmente pagadas de la misma y que, con sujeción a la sección 43, una compañía puede pagar dividendos en dinero o bienes. Adicionalmente, si las acciones de una compañía se emiten en pago de un dividendo, los miembros de la Junta de Directores podrán sumar todo o parte del valor de esas acciones en la cuenta de capital declarado que haya sido abierta o que se abra para las acciones de la clase o serie emitida en pago del dividendo.

La sección 101 de los estatutos de la Compañía establece que, con sujeción a las disposiciones del ABCA la Junta Directiva en algún momento puede decretar dividendos pagaderos a los accionistas de acuerdo con sus respectivos derechos e intereses en la Compañía. Los dividendos pueden ser pagados en dinero o bienes, mediante la emisión de acciones totalmente pagadas de la Compañía.

La sección 27 de los estatutos de la Compañía establece que en caso de no reclamación de cualquier dividendo después de un período de seis años desde la fecha en que el mismo haya sido decretado para su pago, se perderá el derecho al mismo y revertirá a la Compañía.

En el momento que sean decretados dividendos por parte de la Compañía, el Emisor podrá designar a una entidad colombiana (“el Agente de Pagos”) (que podría ser Petrominerales Colombia o un tercero designado por la Compañía), quien será la encargada de recibir en el exterior los recursos correspondientes a los pagos de dividendos en las fechas correspondientes y previamente informadas por la Compañía, salvo que el pago sea realizado en el exterior a través de CDS o a través de un agente.

Una vez la Compañía designe al respectivo Agente de Pagos lo informará al mercado de valores colombiano, por conducto del RNVE, como Información Relevante, y mediante publicación en su página Web. Las funciones del Agente de Pagos asociadas al pago de dividendos se relacionan con funciones y actividades de mandatario. Las operaciones de monetización asociadas al pago de dividendos que deban hacerse en Colombia serán realizadas por el Agente de Pago por cuenta de la Compañía a través de un Intermediario del Mercado Cambiario (IMC), por lo que el Agente de Pagos no requiere ostentar la calidad de Intermediario de Mercado Cambiario.

La Compañía girará en la fecha de pago de dividendos al Agente de Pagos en Dólares canadienses los recursos que corresponden a la porción de Acciones de la Compañía que se encuentran a nombre de la cuenta Ómnibus del Depósito Centralizado de Valores (DECEVAL).

El Agente de Pagos, una vez reciba en el exterior en las fechas establecidas, el pago de dividendos en moneda canadiense, procederá a monetizar y convertir a pesos colombianos a la tasa de cambio a la cual efectúe la venta de los recursos correspondientes. En el evento de que el Agente de Pagos no lograre completar la monetización a pesos de los dividendos en la fecha establecida para su pago, Petrominerales no pagará intereses de mora por dicho retraso.

El Agente de Pagos realizará la monetización de los recursos por concepto de pago de dividendos en Colombia, los convertirá a pesos colombianos y se los girará al Depósito Centralizado de Valores (DECEVAL), para su posterior distribución a los titulares de los mismos, siguiendo con la normatividad aplicable a los periodos ex-

37

dividendo establecidos en Colombia. Esta operación deberá realizarse de tal forma que los tenedores de acciones de la Compañía en Colombia tengan derecho a estos dividendos el mismo día de pago de dividendos.

4.1.14. DERECHOS ASOCIADOS A LAS ACCIONES DE LA COMPAÑÍA Y CONVOCATORIAS DE ASAMBLEAS DE LA COMPAÑÍA

A menos que se disponga de una manera diferente en los estatutos de la Compañía, una “resolución” significa una resolución aprobada (i) por una mayoría simple (o según se disponga de otra manera en los estatutos de la Compañía) de los votos de accionistas con derecho a voto en tal asamblea. Una resolución ordinaria también puede ser aprobada por escrito, si es suscrita por una mayoría simple (o según se disponga de otra manera en los estatutos de la Compañía) de los accionistas con derecho a emitir su voto sobre tal resolución.

A continuación se listan las materias que requieren una resolución especial bajo el ABCA y el Documento de Constitución y Estatutos de la Compañía:

Si la Compañía emite más de una clase de acciones, cada clase de accionistas votará separadamente en una resolución especial para aprobar una propuesta de división de las acciones de cualquier clase (s. 27.1).

Con sujeción a las secciones 176 y 177 de la ABCA, el documento de constitución de la Compañía puede ser reformado mediante resolución especial, para:

a. cambiar su nombre, con sujeción a la sección 12; b. adicionar, cambiar o remover cualquier restricción al negocio o negocios que la compañía pueda

desarrollar; c. cambiar cualquier número máximo de acciones que la Compañía está autorizada a emitir; d. crear una nueva clase de acciones; e. cambiar la designación de todas o algunas acciones, y adicionar, cambiar o remover cualquier

derecho, privilegio, restricción o condición, incluido el derecho a dividendos devengados, con respecto a todas las acciones o algunas de ellas, sean emitidas o no emitidas;

f. cambiar las acciones de cualquier clase o serie, sean emitidas o no emitidas, por un número diferente de acciones de la misma clase o serie, o por un número igual o diferente de acciones de otra clase o serie;

g. dividir una clase de acciones, sean emitidas o no emitidas, en series, y fijar el número de acciones de cada serie, así como los derechos, privilegios, restricciones y condiciones de cada serie;

h. cancelar una clase o serie de acciones cuando no haya acciones emitidas y en circulación de esa clase o serie;

i. autorizar a los miembros de Junta Directiva a dividir cualquier clase de acciones no emitidas en series, y fijar el número de acciones en cada serie, así como los derechos, privilegios, restricciones y condiciones de la serie;

j. autorizar a los miembros de Junta Directiva el cambio de derechos, privilegios, restricciones y condiciones correspondientes a acciones no emitidas de cualquier serie;

k. revocar, disminuir o aumentar cualquier autorización conferida conforme a las cláusulas (i) y (j); l. aumentar o disminuir el número de miembros de Junta Directiva, o el número mínimo o máximo

de miembros de Junta de Directores, con sujeción a las secciones 107 y 112; m. con sujeción a la sección 48(8), adicionar, cambiar o eliminar restricciones a la transferencia de

acciones; n. adicionar o remover una declaración en la que se establezca la responsabilidad ilimitada de los

accionistas, según lo previsto en la sección 15.2; o o. adicionar, cambiar o remover alguna otra disposición que esta Ley permita incluir en el

documento de constitución (s. 173).

Conforme a la subsección 174(1), y con sujeción a las secciones 176 y 177 del ABCA, la Compañía puede reformar sus estatutos mediante resolución especial de acuerdo con las regulaciones, para limitar la expedición o transferencia de sus acciones

a. a personas que no son residentes canadienses residentes; o

38

b. para permitir a la Compañía o a alguna de sus filiales la calificación conforme a una ley de Canadá o de cualquier provincia o territorio de Canadá, mencionada en las regulaciones,

I. para obtener una licencia para desarrollar cualquier negocio;

II. para convertirse en un editor en un diario o periódico canadiense; o

III. para adquirir acciones de un intermediario financiero, según se define en las regulaciones.

Una Compañía referida en la subsección 174(1) puede, mediante resolución especial, reformar su documento de constitución para suprimir cualquier restricción a la emisión o transferencia de acciones.

Los miembros de Junta de Directores de una compañía, si están autorizados por los accionistas mediante resolución especial que efectúe una reforma conforme a la subsección 174(1), pueden revocar la resolución antes de que sea ejecutada, sin aprobaciones adicionales por parte de los accionistas (s. 174).

Los titulares de acciones de una clase o, con sujeción a la subsección 176(2) del ABCA, de una serie, tienen derecho a votar separadamente como una clase o serie, en relación con proposiciones que pretendan reformar el documento de constitución para:

a. aumentar o disminuir el número máximo de acciones autorizadas de esa clase; b. aumentar el número máximo de acciones autorizadas de una clase que tenga derechos o

privilegios iguales o mejores a los derechos o privilegios correspondientes a las acciones de esa clase;

c. realizar un intercambio, reclasificación o cancelación de la totalidad o parte de las acciones de esa clase;

d. adicionar, cambiar o remover los derechos, privilegios, restricciones o condiciones correspondientes a las acciones de esa clase y, sin limitar la generalidad de lo precedente,

i. remover o cambiar en forma perjudicial los derechos a dividendos devengados o los derechos a dividendos acumulados;

ii. adicionar, remover o cambiar en forma perjudicial los derechos de redención; iii. reducir o remover una preferencia en dividendos o una preferencia en la liquidación; o iv. adicionar, remover o cambiar en forma perjudicial los privilegios de conversión, las

opciones, los votos, los derechos de transferencia o derechos de preferencia, los derechos a adquirir valores de una compañía o las disposiciones de un fondo de amortización;

e. aumentar los derechos o privilegios de cualquier clase de acciones que tengan derechos o privilegios iguales o mejores a los derechos o privilegios correspondientes a las acciones de esa clase;

f. crear una nueva clase de acciones con derechos o privilegios iguales o superiores a los derechos o privilegios correspondientes a las acciones de esa clase;

g. hacer que los derechos o privilegios de cualquier clase de acciones con derechos o privilegios inferiores a aquellos de las acciones de esa clase, sean iguales o superiores a los derechos o privilegios de las acciones de esa clase;

h. realizar un intercambio o crear un derecho de intercambio de la totalidad o parte de las acciones de otra clase, en acciones de esa clase; o

i. restringir la emisión o transferencia de acciones de esa clase o extender o remover esa restricción.

39

La proposición de reforma del documento de constitución, a que se hace referencia en la subsección 176(1), se adopta cuando los titulares de las acciones de cada clase o serie con derecho a votar separadamente sobre la reforma como clase o serie, aprueban la reforma mediante resolución especial (s. 176).

La Compañía en cualquier momento puede, y cuando sea razonablemente instruida en tal sentido por el Registrador debe, transcribir el documento de constitución tal como fuere reformado. La transcripción del documento puede hacerse mediante una resolución de los miembros de Junta de Directores, cuando la transcripción sólo consolide reformas previas o sea hecha en conjunto con una reforma que los miembros de Junta de Directores estén autorizados para hacer sin una resolución especial, y debe hacerse mediante resolución especial en todos los demás casos (s. 180).

Con sujeción a la subsección 183(4), el acuerdo de fusión se adopta cuando los titulares de acciones de cada compañía que haya de participar en la fusión hayan aprobado la fusión mediante resoluciones especiales (s. 183).

La solicitud de continuación de la Compañía en una nueva jurisdicción queda autorizada cuando los accionistas que voten sobre ella la aprueben por resolución especial (s. 189(4)).

Una venta, arrendamiento o intercambio de la totalidad o parte sustancial de todos los bienes de la Compañía por fuera del curso ordinario de los negocios de ésta, se adopta cuando los titulares de cada clase o serie con derecho a votar al respecto apruebe la venta, arrendamiento o intercambio mediante resolución especial (s. 190(6)).

En general, con sujeción a las secciones 211 y 212 del ABCA, la Compañía puede liquidarse y disolverse por resolución especial de los accionistas o, si la Compañía ha emitido más de una clase de acciones, por resolución especial de los titulares de acciones de cada clase, sea o no que de otro modo tuvieran derecho a votar (ss. 211 y 212).

El ABCA (s. 141) y el Documento de Constitución y Estatutos de la Compañía también permiten que los accionistas con derecho de voto en la asamblea general anual de accionistas den su consentimiento mediante resolución unánime en relación con cualquier asunto que requiera ser discutido en la asamblea, y que se asuma como un hecho que la asamblea general anual de accionistas ha tenido lugar en la fecha de dicha resolución unánime.

4.1.14.1 CONVOCATORIA DE ASAMBLEAS

Conforme a la Sección 133 del ABCA, los Miembros de Junta Directiva de una compañía deben convocar a una asamblea anual de accionistas a más tardar dentro de los 15 meses siguientes a la celebración de la última reunión anual.

La asamblea anual más reciente fue realizada por la Compañía el 12 de mayo de 2011. El 17 de diciembre de 2010 se celebraron reuniones extraordinarias con el fin aprobar la Reorganización. En la Sección 5.1.1 se describe con mayor detalle lo aprobado en dichas reuniones.

La Compañía deberá enviar notificación de la próxima reunión anual (que incluya la fecha, hora y lugar de la reunión) a cada accionista con derecho a asistir a la reunión, a cada miembro de Junta Directiva y al auditor de la Compañía, no menos de 21 días y no más de 50 días antes de la reunión. Para tal efecto, dentro de los cuarenta y cinco días (45) anteriores a la asamblea anual, la Compañía publicará la citación en un periódico de amplia difusión en Colombia, así como a través de los mecanismos pertinentes de información dispuestos por la Superintendencia Financiera de Colombia a través de www.superfinanciera.gov.co.

En estas asambleas de accionistas se tratan los siguientes temas: reelección de directores y auditores y aprobación de estados financieros. No obstante, se podrá tratar cualquier otro tema que sea convenido. Para efectos de la distribución del material a ser tenido en cuenta en la asamblea, la Compañía envía esta información en Canadá a los accionistas a través del Agente de Transferencia. Además de indicar el orden del día, la comunicación enviada incluye un formato que permite que un accionista vote en la asamblea sin necesidad de


40

asistir en persona a la misma. Este sistema de votación, conocido como proxy voting, les permite a los accionistas participar en las decisiones de la asamblea, a través de su apoderado que tiene claras instrucciones de voto.

Los inversionistas que hayan comprado las Acciones de la Compañía en la Bolsa de Valores de Colombia, deben estar atentos a la información que el emisor suministre para los eventos corporativos mediante el mecanismo de Información Relevante de la Superintendencia Financiera de Colombia y a su vez mediante el mecanismo de información de la Toronto Stock Exchange, (este último a través de la página Web www.sedar.com), a través de los medios que él determine y por intermedio de la Superintendencia Financiera de Colombia. En todo caso, se entiende que la Compañía deberá cumplir con los requisitos de revelación de información respectivos en cada jurisdicción donde tenga sus acciones listadas.

Para el ejercicio de los derechos políticos a través de poder (proxy voting) se adelantará el procedimiento que la Compañía determine (conforme a la regulación aplicable en Colombia), el cual será informado por DECEVAL a través de un instructivo de operación.

Se tiene quórum para deliberar en asambleas ordinarias como extraordinarias cuando, al inicio de la asamblea, están presentes o representados por apoderados dos personas con no menos de cinco 5% de los votos de las Acciones de la Compañía o clases o series de Acciones de la Compañía que pueden votar la resolución de accionistas que será considerada en la asamblea. Habrá quórum con un solo accionista o su apoderado.

DECEVAL, en cumplimiento de su función de administración valores, y con base en la información recibida del Custodio Internacional, servirá de canal para el flujo de información e intenciones de voto los cuales se remitirán al emisor a través del mecanismo previsto.

Cualquier información o documentación adicional previa o posterior a la realización de o posteriores de las asambleas podrá ser canalizado por el Emisor a través de la Oficina de Atención al Inversionista en Colombia sin perjuicio de que, dependiendo de su relevancia, sea relevado mediante el mecanismo de Información Relevante.

4.1.15. CANCELACIÓN DE LA INSCRIPCIÓN EN EL RNVE Y EN LA BOLSA DE VALORES DE COLOMBIA

Según el Artículo 5.2.6.1.2 del Decreto 2555 de 2010, cuando la Compañía desee cancelar la inscripción de las Acciones de la Compañía en el RNVE y en la BVC, no será necesaria la realización de una oferta pública de adquisición de que trata el Decreto 2555 de 2010, siempre que dichas acciones se encuentren, al momento de la cancelación, listados en una bolsa de valores o un sistema de negociación de valores internacionalmente reconocido, a juicio de la Superintendencia Financiera de Colombia. En tal caso, la Compañía, deberá cumplir con los requisitos establecidos en el mencionado artículo, cuyo procedimiento es el siguiente:

A. Tal cancelación deberá ser autorizada por la Superintendencia Financiera de Colombia, lo cual será divulgado por la Compañía al público local, con la periodicidad y contenido que defina dicha autoridad.

B. En todo caso, la inscripción se deberá mantener vigente en el Registro Nacional de Valores y Emisores y la Bolsa de Valores de Colombia por lo menos durante los seis (6) meses siguientes a la fecha en que suceda la referida divulgación.

C. Como requisito para la autorización mencionada, la Compañía deberá comprometerse a mantener al menos por seis (6) meses contados a partir del vencimiento del término anterior, un mecanismo que permita a los inversionistas locales enajenar sus valores en la Bolsa de Valores de Colombia.


41

4.1.16. LIMITACIONES AL CAMBIO DE CONTROL DE LA COMPAÑÍA Y RESTRICCIONES A LA NEGOCIACIÓN DE LAS ACCIONES DE LA COMPAÑÍA

El cambio de control en la Compañía puede ocurrir en varios eventos. Algunos de estos eventos están regulados por el ABCA, otros por la TSX. No existen otras limitaciones al cambio de control de la Compañía.

A. ABCA

Para el ABCA, algunos cambios tienen un efecto representativo en los derechos de los accionistas que deben ser aprobados por resolución especial. Una resolución especial implica que debe haber un voto a favor de al menos dos terceras partes de los accionistas. Estas circunstancias incluyen, entre otras, las siguientes:

Si la Compañía emite más de una clase de acciones, cada clase de accionista votará separadamente en una resolución especial para aprobar la propuesta de división de las acciones de cualquier clase (s. 27.1).

Si la Compañía se propone añadir alguna cantidad a una cuenta de capital aportado que tiene en relación con una clase o serie de acciones y (a) la cantidad por añadir no fue recibida por la Compañía como pago por la emisión de acciones, y (b) la Compañía ha emitido acciones en circulación de más de una clase o serie, la adición a la cuenta de capital aportado debe ser aprobada por una resolución especial, a menos que todas las acciones emitidas y en circulación sean acciones de no más de dos clases de acciones convertibles mencionadas en la sección 39(5) del ABCA (s. 28(5)).

Con sujeción a ciertas restricciones previstas en la subsección 38(3) del ABCA, la Compañía, mediante resolución especial, puede reducir su capital aportado con cualquier propósito incluidos, sin limitar la generalidad de lo precedente, (a) la extinción o reducción de un pasivo en relación con cualquier suma no pagada por cualquier acción, (b) la distribución entre los titulares de acciones emitidas de cualquier clase o serie una cantidad que no exceda el capital aportado de esa clase o serie, y (c) el decreto de la reducción de su capital aportado en una cantidad no representada en activos realizables (s. 38(1)).

Con sujeción a las secciones 176 y 177 del ABCA, el documento de constitución de la Compañía puede ser reformado mediante resolución especial, para:

a. cambiar su nombre, con sujeción a la sección 12;

b. añadir, cambiar o eliminar alguna restricción al negocio o negocios que la Compañía pueda desarrollar;

c. cambiar cualquier número máximo de acciones que la compañía esté autorizada a emitir;

d. crear nuevas clases de acciones;

e. cambiar la designación de la totalidad o algunas de sus acciones, y añadir, cambiar o eliminar cualesquiera derechos, privilegios, restricciones y condiciones, incluidos los derechos a dividendos devengados, en relación con todas o algunas de sus acciones, sean emitidas o no emitidas;

f. cambiar las acciones de cualquier clase o serie, sean emitidas o no emitidas, por un número diferente de acciones de la misma clase o serie o por el mismo número o un número diferente de acciones de otra clase o serie;

g. dividir una clase de acciones, sean emitidas o no emitidas, en series, y fijar el número de acciones de cada serie, así como los derechos, privilegios, restricciones y condiciones de tal serie;

h. cancelar una clase o serie de acciones cuando no haya acciones emitidas o en circulación de esa clase o serie;

42

i. autorizar a los miembros de Junta Directiva a dividir cualquier clase de acciones no emitidas en series y fijar el número de acciones en cada serie, así como los derechos, privilegios, restricciones y condiciones de esa serie;

j. autorizar a los directores el cambio de los derechos, privilegios, restricciones y condiciones correspondientes a las acciones no emitidas de cualquier serie;

k. revocar, disminuir o aumentar cualquier autoridad conferida bajo las cláusulas (i) y (j);

l. aumentar o disminuir el número de miembros de Junta Directiva o el número mínimo o máximo de miembros de Junta Directiva, con sujeción a las secciones 107 y 112;

m. con sujeción a la sección 48(8), añadir, cambiar o eliminar restricciones a la transferencia de acciones;

n. añadir o eliminar una declaración expresa que establezca la responsabilidad ilimitada de los accionistas, según lo dispuesto en la sección 15.2; o

o. añadir, cambiar o eliminar cualquier otra disposición que esta Ley permita incluir en el documento de constitución (s. 173).

Conforme a la subsección 174(1) y con sujeción a las secciones 176 y 177 del ABCA, la Compañía, mediante resolución especial, puede reformar su documento de constitución de acuerdo con las regulaciones, para restringir la emisión o transferencia de sus acciones:

a. a personas que no son residentes canadienses; b. para permitir a la compañía o a alguna de sus filiales califiquen bajo cualquier ley de

Canadá o de cualquier provincia o territorio de Canadá mencionada en las regulaciones; c. para obtener una licencia para desarrollar cualquier negocio; d. para convertirse en editor de un diario o periódico canadiense, o e. para adquirir acciones de un intermediario financiero, tal como está definido en las

regulaciones.

Una compañía referida en la subsección 174(1) mediante resolución especial puede reformar su documento de constitución para eliminar cualquier restricción a la emisión o transferencia de sus acciones.

Los miembros de la Junta de Directores de una compañía, si están autorizados por los accionistas mediante la resolución especial que efectúa una reforma conforme a la subsección 174(1), pueden revocar la resolución antes de que sea aplicada, sin aprobación adicional de los accionistas (s. 174).

Los titulares de acciones de una clase o, con sujeción a la subsección 176(2) del ABCA, de una serie, tienen derecho a votar separadamente como una clase o serie una proposición para reformar el documento de constitución para

a. aumentar o disminuir el número máximo de acciones autorizadas de esa clase, b. aumentar el número máximo de acciones autorizadas de una clase que tiene derechos o

privilegios iguales o mejores que los correspondientes a las acciones de esa clase, c. realizar un intercambio, reclasificación o cancelación de la totalidad o parte de las

acciones de esa clase, d. añadir, cambiar o eliminar los derechos, privilegios, restricciones o condiciones

correspondientes a las acciones de esa clase, sin limitar la generalidad de lo anterior, i. eliminar o cambiar en forma perjudicial los derechos a dividendos devengados o

derechos a dividendos acumulados,

ii. añadir, eliminar o cambiar en forma perjudicial los derechos de redención,

43

iii. reducir o eliminar una preferencia en dividendos o en la liquidación, o

iv. añadir, eliminar o cambiar en forma perjudicial los privilegios de conversión, opciones, votos, derechos de transferencia o preferencia, derechos para adquirir valores de una compañía o disposiciones sobre un fondo de amortización,

e. aumentar los derechos o privilegios de cualquier clase de acciones con derechos o privilegios iguales o superiores a los derechos o privilegios correspondientes a las acciones de esa clase,

f. crear una nueva clase de acciones con derechos o privilegios iguales o superiores a los derechos o privilegios correspondientes a las acciones de esa clase,

g. hacer los derechos o privilegios de cualquier clase de acciones con derechos o privilegios inferiores a los derechos o privilegios de las acciones de esa clase iguales o superiores a los derechos o privilegios de las acciones de esa clase,

h. efectuar un intercambio o crear un derecho de intercambio de todas o parte de las acciones de otra clase por acciones de esa clase, o

i. restringir la emisión o transferencia de las acciones de esa clase o extender o eliminar esa restricción.

La reforma estatutaria referida en la subsección 176(1) se adopta cuando los titulares de las acciones de cada clase o serie con derecho a votar separadamente la reforma como clase o serie aprueban la reforma mediante una resolución especial (s. 176).

La Compañía en cualquier momento podrá reescribir el documento de constitución con sus reformas, y deberá hacerlo cuando ello sea razonablemente exigido por el Registrador. La reelaboración puede hacerse mediante una resolución de los miembros de Junta Directiva cuando sólo se consoliden reformas previas o se haga junto con una reforma que los miembros de Junta de Directores estén autorizados a realizar sin una resolución especial, y debe hacerse por resolución especial en todos los demás casos (s. 180).

Con sujeción a la subsección 183(4), un acuerdo de fusión se adopta cuando los accionistas de cada sociedad parte del acuerdo de fusión aprueban el acuerdo mediante una resolución especial (s. 183).

La solicitud de continuación de la Compañía en otra jurisdicción queda autorizada cuando los accionistas que voten en relación con ella la aprueben mediante resolución especial (s. 189(4)).

La venta, arrendamiento o intercambio de la totalidad o una parte sustancial de los bienes de la Compañía, por fuera del curso ordinario de los negocios de ésta, se aprueba cuando los titulares de cada clase o serie de acciones con derecho a votar al respecto aprueban la venta, arrendamiento o intercambio mediante una resolución especial (s. 190(6)).

Generalmente con sujeción a las secciones 211 y 212 del ABCA, la Compañía puede ser liquidada y disuelta mediante resolución especial de los accionistas o, si la Compañía ha emitido más de una clase de acciones, mediante resolución especial de los titulares de cada clase, sea o no que de otro modo tengan derecho a votar (ss. 211 y 212).

Los derechos de los accionistas a disentir están establecidos en la s. 191 del ABCA. El disenso de un accionista puede llevar a que una corte ordene que la Compañía readquiera las acciones del accionista, siempre que el disenso se relacione con la resolución de la Compañía para:

a. reformar sus estatutos conforme a la sección 173 ó 174 para añadir, cambiar o eliminar disposiciones que restrinjan o limiten la emisión o transferencia de acciones de esa clase,

b. reformar sus estatutos conforme a la sección 173 para añadir, cambiar o eliminar restricciones al negocio o negocios que la compañía pueda desarrollar,

44

c. reformar sus estatutos conforme a la sección 173 para añadir o eliminar una declaración expresa que establezca la responsabilidad ilimitada de los accionistas según lo previsto en la sección 15.2(11).

d. fusionarse con otra compañía en forma diferente a la prevista en las secciones 184 ó 187,

e. continuar bajo las leyes de otra jurisdicción conforme a la sección 189, o f. vender, dar en arriendo o intercambiar la totalidad o parte de sus bienes conforme a la

sección 190.

Readquisición de Acciones de la Compañía

a. La Sección 34 del ABCA establece que, de acuerdo con las limitaciones previstas en sus estatutos, una compañía puede comprar, redimir, o de otra forma adquirir y mantener sus propias acciones; siempre y cuando después de la compra, redención u otra adquisición, (i) la Compañía sea capaz de satisfacer sus obligaciones a medida que se venzan en el giro ordinario de los negocios; y (ii) el valor realizable de los activos de la Compañía no sea menor que el valor total de sus pasivos y capital declarado para toda clase de valores.

b. La subsección 35(1) del ABCA establece que incluso si algún pago para comprar o de otro modo adquirir acciones emitidas por la Compañía resulta ser causal razonable para pensar que la misma está en incapacidad de pagar sus deudas a medida que venzan, o que lo estará después del pago, o que el valor realizable de los activos de la compañía después del pago podría ser inferior al total de sus pasivos y el capital declarado para todas las clases de valores, la compañía puede, con sujeción a su documento de constitución, comprar o de otro modo adquirir acciones emitidas por ella para transigir o llegar a un arreglo sobre una deuda o una reclamación que se pretenda hacer efectiva por la compañía o en contra de ella, eliminar fracciones de acciones, o cumplir con los términos de un acuerdo no cesible conforme al cual la compañía tenga una opción o esté obligada a comprar acciones poseídas por un miembro de junta, funcionario directivo o empleado de la compañía. Sin embargo, la Compañía no podrá realizar pago alguno para comprar o de adquirir acciones emitidas conforme a la sección 35(1), si hay motivos razonables para pensar que la compañía está en incapacidad de pagar sus deudas a medida que venzan, o que lo estará después del pago, o que el valor realizable de los activos de la compañía después del pago podría ser inferior al total de sus pasivos y las cantidades que se deban pagar en una redención o liquidación de todas las acciones cuyos titulares tengan el derecho de recibir el pago antes que los titulares de las acciones por comprar o adquirir.

c. Adicionalmente, no obstante lo previsto en la sección 34 del ABCA, una compañía puede comprar o de otro modo adquirir acciones emitidas por ella para atender el reclamo de un accionista que disienta conforme a la sección 191, o para cumplir con una orden judicial hecha conforme a la sección 242.

B. TSX

El Capítulo VI del Manual de Compañías de TSX establece que un emisor inscrito en TSX no podrá emitir acciones sin la autorización de TSX.

TSX puede ejercer su discreción para requerir que la emisión de acciones sea aprobado por los accionistas del emisor. De acuerdo con las reglas de TSX, aprobación de los tenedores de valores se requerirá típicamente si TSX, respecto a la transacción:

a. Afecta sustancialmente al emisor; o

45

b. Le da una compensación a personas que conocen de la operación que en total sea de por lo menos el 10% del valor de mercado del capital del emisor y la negociación no se ha hecho en términos independientes.

Para otras transacciones, la decisión de si TSX exige que se apruebe por parte de los tenedores de valores depende de las consideraciones fácticas particulares relacionadas con la consideración anterior.

Las reglas de TSX exigen que también se obtenga autorización de los tenedores de valores en relación con la emisión de valores como contraprestación por la adquisición de cualquier número de valores que se emita como pago del precio de venta (incluyendo cualquier valor emitido mediante una colocación privada) cuando se exceda el 25% de las acciones emitidas y en circulación.

Debe haber aprobación del TSX cuando la emisión de Acciones de la Compañía supere 25% de las acciones existentes.

Adicionalmente es importante anotar que de acuerdo con la ley de valores canadiense aplicable, sujeto a ciertas excepciones, no se pueden realizar adquisiciones en el mercado público de valores por más del 20% de las acciones en circulación de la Compañía sin realizar una oferta de compra concurrente a todos los tenedores de valores. De igual forma, el régimen aplicable a las Ofertas Públicas de Adquisición (OPA) establecido por la Superintendencia Financiera de Colombia le será aplicable en la negociación de acciones en la Bolsa de Valores de Colombia.

No existen limitaciones a la negociación de Acciones de la Compañía al momento de la expedición del presente Prospecto, de acuerdo con las declaraciones de la Compañía.

C. La Compañía declara que no existen acuerdos de accionistas que limiten la propiedad de la Compañía o que restrinjan las facultades de los directores de la Compañía para administrar sus negocios y sus asuntos.

D. Dichas acciones no tienen ninguna limitación a su negociabilidad en el mercado colombiano a través de la BVC.

E. No existen convenios con objeto de retrasar, prevenir, diferir o hacer más oneroso un cambio en el control de la Compañía.

4.1.17. FIDEICOMISOS QUE LIMITAN LOS DERECHOS CORPORATIVOS DE LAS ACCIONES DE LA COMPAÑÍA

A la fecha de expedición del presente Prospecto, no existen fideicomisos que limiten los derechos corporativos de las Acciones de la Compañía, de acuerdo con las declaraciones de la Compañía.

4.1.18. CLÁUSULAS ESTATUTARIAS QUE LIMITAN LA ADMINISTRACIÓN DE LA COMPAÑÍA

A la fecha de expedición del presente Prospecto, no existen cláusulas estatutarias que limiten los derechos corporativos de las Acciones de la Compañía, de acuerdo con las declaraciones de la Compañía.

4.1.19. COTIZACIÓN PROMEDIO Y VOLUMEN TRANSADO

La siguiente tabla señala los precios mensuales de cierre y los volúmenes de negociación de las Acciones de la Compañía en las fechas indicadas. Las Acciones de la Compañía están inscritas para su negociación en la TSX y se negocian con el símbolo “PMG”.

Fecha Precio Volumen Volumen en Dinero (CAD$)

Feb-09 8.35 1,382,871 11,546,973 Mar-09 11.12 2,658,582 29,563,432

46

Fecha Precio Volumen Volumen en Dinero (CAD$)

Apr-09 10.71 3,386,778 36,272,392 May-09 12.50 5,239,087 65,488,588 Jun-09 13.10 4,130,288 54,106,773 Jul-09 13.55 2,157,501 29,234,139 Aug-09 10.73 2,949,752 31,650,839 Sep-09 14.29 5,633,653 80,504,901 Oct-09 15.00 5,117,420 76,761,300 Nov-09 17.01 2,136,866 36,348,091 Dec-09 18.80 3,652,012 68,657,826 Jan-10 22.72 4,004,864 90,990,510 Feb-10 27.90 5,319,646 148,418,123 Mar-10 33.32 7,403,405 246,681,455 Apr-10 32.50 3,844,199 124,936,468 May-10 26.65 7,524,091 200,517,025 Jun-10 24.85 5,408,628 134,404,406 Jul-10 29.12 5,652,120 164,589,734 Aug-10 24.75 15,430,360 381,901,410 Sep-10 24.95 10,526,511 262,636,449 Oct-10 26.13 6,810,204 177,950,631 Nov-10 30.20 14,127,482 426,649,956 Dec-10 33.16 7,590,756 251,709,469 Jan-11 39.04 19,574,363 764,183,132 Feb-11 40.44 10,034,642 405,800,922 Mar-11 36.74 13,214,259 485,491,876 Apr-11 36.21 10,823,289 391,911,295

Fuente: Bloomberg

La gráfica a continuación representa el comportamiento de las acciones de la Compañía para el mismo periodo:


47

Fuente: Bloomberg

4.1.20. RÉGIMEN JURÍDICO APLICABLE Y TRIBUNALES COMPETENTES

La inscripción de las Acciones de la Compañía en el Registro Nacional de Valores y Emisores y su negociación en la BVC se regirán por las leyes de la República de Colombia.

Cualquier contrato de compraventa que se realice en Colombia sobre las Acciones de la Compañía registradas en la BVC se rige por las leyes de la República de Colombia, de manera que su precio, pago y transferencia se llevará a cabo de conformidad con esta legislación. Una Acción de la Compañía registrada en la BVC sólo se entenderá comprada y/o vendida en Colombia cuando se verifiquen los requisitos especialmente establecidos en la ley colombiana para tal efecto.

Ello implica, entre otras cosas, que los conflictos o controversias derivadas de la compraventa en Colombia de las Acciones de la Compañía registradas en la BVC se someterán a las leyes colombianas, por lo que serán conocidas, tramitadas y decididas por los jueces y tribunales de la República de Colombia.

Cualquier otro acto de disposición en Colombia sobre las Acciones de la Compañía registradas en la BVC se encuentra sometido a las leyes colombianas. Si unas Acciones de la Compañía registradas en la BVC son otorgadas en garantía por su tenedor, por ejemplo, a través de una prenda, ese contrato de prenda sobre dichas Acciones de la Compañía se regirá por la ley colombiana para su perfeccionamiento y ejecución.

Si el deudor garantizado decide hacer efectiva o ejecutar la prenda que se le otorgó sobre una Acción de la Compañía registrada en la BVC, dicha reclamación deberá tramitarse ante los jueces y tribunales colombianos y de conformidad con las leyes de la República de Colombia.

48

Por estar la Compañía constituida en Canadá, el ejercicio de cualquier acción legal o procedimiento relativos al cumplimiento y ejecución forzosa que se derive de las Acciones de la Compañía será de conocimiento de cualquier tribunal que tenga jurisdicción sobre la materia en cuestión en Canadá, particularmente los que son propios del Tribunal del Queen‟s Bench de Alberta.

Por consiguiente, el ejercicio de cualquier derecho derivado de la calidad de accionista, como, por ejemplo, la reclamación del pago de los dividendos aprobados, será de competencia de los tribunales canadienses arriba mencionados, por lo que no resulta posible acudir ante los jueces colombianos para tales efectos.

El mecanismo más efectivo de hacer exigible los derechos de los accionistas es instaurar una acción legal en Alberta. Varios mecanismos jurisdiccionales están disponibles, incluyendo, por ejemplo, la solicitud a un juez de una orden que permita que el accionista inspecciones los libros y los archivos de la Compañía. La sección 242 del ABCA prevé que los accionistas tienen el derecho de instaurar un reclamo ante una corte de Alberta si hay actividad opresiva o injustamente perjudicial, o que desconoce injustamente los derechos de un titular de un valor.

De acuerdo con la ley canadiense, cualquier miembro de la Junta de Directores puede ser responsable civilmente por errores que existan en la información divulgada por el Emisor.

La persona responsable de representar a la Compañía ante las autoridades colombianas en el evento de reclamo por parte de un inversionista será el Representante Legal de PCL, quien recibirá un poder para tales efectos. En el momento la persona designada para lo anterior es el señor Jorge Posada, identificado con la C.C.79.153.388.

4.1.21. REGIMENES CAMBIARIO Y DE INVERSIONES INTERNACIONALES APLICABLES

La normatividad cambiaria colombiana reglamenta los registros y procedimientos aplicables a las inversiones financieras y en activos en el exterior, así como la negociación de valores extranjeros listados en sistemas de negociación de valores locales.

De acuerdo con la normatividad cambiaria se entiende por inversión de capital colombiano en el exterior, la vinculación a empresas en el extranjero de activos generados en Colombia, y la reinversión o capitalización en el exterior de sumas con obligación de reintegro.

Conforme a lo anterior, la adquisición de valores extranjeros por parte de Residentes en Colombia, así dichos valores se encuentren listados en sistemas de negociación de valores locales, se considerará una inversión colombiana en el exterior sujeta a registro cambiario.

De conformidad con lo establecido en la Circular Reglamentaria DCIN-083 los giros al exterior derivados de la adquisición inicial de valores extranjeros emitidos en el exterior e inscritos en el RNVE para ser negociados en un sistema transaccional o para realizar oferta pública en el mercado secundario deberán canalizarse a través del mercado cambiario. Para un resumen de la operatividad cambiaria en la negociación de las Acciones de la Compañía por favor remitirse a la Sección 4.1.12 del presente Prospecto.

4.1.22. METODOLOGÍA DE VALORACIÓN DE LAS ACCIONES DE LA COMPAÑÍA

Las inversiones en valores participativos emitidos por entidades del exterior que se cotizan simultáneamente en bolsas de valores del país y en bolsas de valores del exterior, se valoran de acuerdo con lo establecido en el numeral 6.2.3 del Capítulo I de la Circular Externa 100 de 1995.

Respecto de la clasificación, valoración y contabilización de inversiones, las disposiciones que sobre el particular regulan esta materia, se encuentran establecidas en el Capítulo I de la Circular Básica Contable y Financiera, Circular Externa 100 de 1995.

49

Las disposiciones relativas a la contabilización y reconocimiento de provisión y que están en función de su clasificación, esto es, inversiones negociables, inversiones disponibles para la venta e inversiones para mantener hasta el vencimiento, se encuentran establecidas en los numerales 7 y 8 del mismo capítulo de la norma citada.

5. INFORMACIÓN DEL EMISOR

5.1 INFORMACIÓN GENERAL DEL EMISOR

5.1.1. RAZÓN SOCIAL Y CONSTITUCIÓN

La Compañía fue constituida el 29 de octubre de 2010 de conformidad con el ABCA y las demás leyes aplicables de la Provincia de Alberta, Canadá, bajo la razón social “1567725 Alberta Ltd”. El 31 de diciembre de 2010, fecha en la que se completó la Reorganización, cambió su razón social a “Petrominerales Ltd.”

La Compañía fue constituida con el propósito de participar en una serie de transacciones realizadas al amparo de las leyes de Bermudas y del ABCA y que se completaron el 31 de diciembre de 2010 (la “Reorganización”) como resultado de las cuales, entre otros efectos, (i) los accionistas de Petrobank (la entidad que controlaba a la Compañía antes de la Reorganización) se convirtieron en accionistas directos de la Compañía, y (ii) la Compañía se convirtió en el titular directo e indirecto del 100% de las acciones de Petrominerales (Bermuda), de tal forma que le permitiera a la Compañía continuar con las actividades que Petrominerales (Bermuda) había venido adelantado a través de sus principales subsidiarias operativas, PCL, Petrominerales Perú y PanAndean.

El siguiente diagrama ilustra la estructura de la Compañía, después de la Reorganización:

Fuente: Petrominerales Ltd.

La Reorganización se llevó a cabo principalmente con el objetivo de separar las dos clases de inversiones que hasta entonces tenía Petrobank: una (realizada principalmente a través de PetroBakken Energy Limited, Whitesands Insitu Inc. y Archon Technologies Ltd) enfocada en la exploración y desarrollo de activos petroleros en el oeste de Canada, y otra (realizada principalmente a través de PCL, Petrominerales Perú y PanAndean) enfocada en la exploración y desarrollo de activos petroleros en Colombia y Perú. Lo anterior les permitirá a los accionistas de Petrobank y Petrominerales tomar decisiones sobre sus inversiones de manera independiente,

50

con base en las circunstancias propias de cada una de ellas, y alinear mejor los intereses de los empleados y directivos de cada una de las compañías con los resultados de cada uno de los negocios.

La Reorganización no impactó de manera alguna las operaciones, los activos, el equipo gerencial y de administración o la estrategia de Petrominerales. Los elementos esenciales de la unidad de negocio, no presentaron un cambio en su naturaleza y siguen siendo los mismos que se tenían antes de la conclusión de dicho proceso.

La Reorganización tampoco tuvo ningún efecto legal directo en Colombia, ya que Petrominerales Colombia Ltd. (la entidad a través de cuya sucursal opera Petrominerales en Colombia) no sufrió cambio alguno. Por esto, Petrominerales no estuvo obligada a realizar ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos trámite alguno que sugiriera un cambio de titular de las licencias y permisos con que cuenta actualmente para explorar y explotar hidrocarburos en Colombia. Igualmente, los derechos de terceros no se vieron afectados de forma alguna, de tal manera que no fue necesario obtener autorizaciones o permisos de las contrapartes, contratantes, contratistas o empleados de Petrominerales para proceder con la Reorganización.

Igualmente, es importante resaltar que las acciones de Petrominerales siguieron estando permanentemente registradas y en circulación en la Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exhange), tanto durante como después de la Reorganización, sin que se presentara interrupción, suspensión o cambio alguno, ni que el nemotécnico de Petrominerales (PMG) fuera reemplazado por uno nuevo, según se puede evidenciar en el registro oficial de dicha bolsa: http://tmx.quotemedia.com/charting.php?qm_symbol=PMG

En la actualidad Petrominerales continúa siendo un emisor sujeto a obligaciones de reporte y cumple a cabalidad con las normas de valores canadienses. La información reportada públicamente por Petrominerales (tanto antes como después de la Reorganización) y la información histórica antes de la Reorganización está disponible en el System for Electronic Document Analysis and Retrieval (“SEDAR”), registro público de Canadá equivalente al de Información Relevante en Colombia, en la misma dirección y bajo la misma identificación de Petrominerales antes y después de la Reorganización: http://www.sedar.com/DisplayCompanyDocuments.do?lang=EN&issuerNo=00030995

Desde un punto de vista práctico, se espera que la Reorganización genere importantes efectos para los accionistas de la Compañía, en la medida en que aumentará el número de Acciones de la Compañía que están en manos del mercado en general, con el consiguiente aumento en la liquidez de la acción.

Los estatutos sociales se encuentran disponibles para consulta en la página Web de la Compañía, y se encuentran adicionalmente disponibles para consulta en la siguiente página Web: http://www.sedar.com/DisplayProfile.do?lang=EN&issuerType=03&issuerNo=00023685

5.1.2. NATURALEZA JURÍDICA Y ORGANIZACIÓN

Como se evidencia en el objeto social de Petrominerales y en la Nota 1 de los Estados Financieros, Petrominerales es una empresa dedicada a la exploración y producción de petróleo y gas. Sus domicilios principal y administrativo están ubicados en Calgary, en donde están situados su equipo gerencial (Chief Executive Officer, Chief Financial Officer, Senior VP Explorationy General Counsel), su Equipo de Nuevos Negocios y el equipo de geología, constituido por alrededor de dieciocho personas, los cuales son clave en el desarrollo de la actividad de exploración y producción.

Los equipos basados en Canadá tienen como objetivo especifico la gestión estratégica, financiera y operacional de los activos petroleros que Petrominerales tiene en Colombia y Perú a través de cada una de las subsidiarias y sucursales que, por razones de índole legal, tienen una existencia jurídica. Petrominerales realiza sus operaciones en Colombia a través de la sucursal colombiana de su subsidiaria, PCL, y en Perú, a través de sus subsidiarias Petrominerales Perú y PanAndean.

Es fundamental entender que Petrominerales no es una holding, en la medida que su objeto social no es el de realizar y administrar inversiones. La estructuración mediante varias subsidiarias y sucursales no es el resultado de la realización de inversiones de capital con el fin de constituir un conglomerado empresarial (típico de una

http://tmx.quotemedia.com/charting.php?qm_symbol=PMG

http://www.sedar.com/DisplayCompanyDocuments.do?lang=EN&issuerNo=00030995

http://www.sedar.com/DisplayProfile.do?lang=EN&issuerType=03&issuerNo=00023685

51

holding) sino que corresponde a una estructura corporativa que permite llevar a cabo la operación de manera eficiente en los distintos países donde tiene presencia. Este mismo esquema de operación común en otras empresas de la industria de los hidrocarburos.

Petrominerales opera de manera totalmente integrada con sus demás filiales, subsidiarias y sucursales. Petrominerales deriva directamente todos los ingresos de las subsidiarias y/o sucursales que operan directamente los negocios de hidrocarburos y consolida su operación.

El personal directivo de Petrominerales no se limita a la administración y toma de decisiones respecto de Petrominerales, sino que sus decisiones tienen injerencia directa en las operaciones de todas sus filiales, subsidiarias y sucursales. En consecuencia, todas las decisiones importantes de las sucursales que operan directamente los yacimientos de hidrocarburos se toman por la administración de Petrominerales en Canadá.

Finalmente, debe tenerse en cuenta que la administración financiera y de liquidez de las subsidiarias y sucursales se realiza a nivel de Petrominerales. Las subsidiarias en Colombia o Perú no siempre generan sus propios recursos, sino que, durante la fase de exploración, deben fondearse con los recursos enviados de Canadá.

5.1.3. SITUACIÓN JURÍDICA

Como se indicó anteriormente, Petrominerales es producto de la Reorganización corporativa efectiva a partir del 31 de diciembre de 2010, mediante la cual el domicilio legal de la misma cambió de Bahamas a Canadá. En consecuencia, si bien formalmente podría parecer que el 29 de octubre de 2010 fue la fecha de constitución de Petrominerales, Petrominerales ha mantenido, para todos los efectos, el mismo objeto social y los mismos activos con que contaba desde antes de la Reorganización. La Reorganización no afectó ningún elemento esencial de la unidad de negocio.

Petrominerales no es una empresa que esté en etapa preoperativa ya que cuenta con más de diez años de operación y se ha consolidado a través de su operación en Colombia como la cuarta compañía de producción en el ranking nacional. Igualmente para efectos de la negociación en la Bolsa de Toronto, Petrominerales (domiciliada en Canadá) mantuvo el mismo nemotécnico de aquella domiciliada inicialmente en Bahamas, lo que confirma que se trata de la misma unidad de negocio.

5.1.4. DURACIÓN Y CAUSALES DE DISOLUCIÓN

Los estatutos de la Compañía no prevén una duración específica para la misma.

Las siguientes son las causales de disolución de la Compañía:

La decisión de los accionistas de la Compañía de disolver y liquidar a la Compañía;

La falta de inicio de operación dentro del año de la constitución o la suspensión de actividades durante un término de un año;

La ausencia de accionistas;

La incapacidad de la compañía para pagar sus deudas, según el término se define en el ABCA; y

El concepto de un juez o tribunal en Canadá de que hay razones justas y correctas que ameriten que la Compañía sea disuelta y liquidada.

5.1.5. REGULACIÓN Y VIGILANCIA ESPECÍFICA

La Compañía, además de tener que cumplir con las normas aplicables de Canadá descritas en este Prospecto, deberá respetar, aplicar y acatar la normatividad colombiana relacionada con la exploración, explotación,

52

distribución, transporte y comercialización de hidrocarburos que sean aplicables a sus subsidiarias que operen en Colombia. Petrominerales, en su condición de sociedad constituida en Alberta y registrada en la Bolsa de Valores de Toronto, está sometida a la supervisión directa de la Comisión de Valores de Alberta (Alberta Securities Commission) y de la Comisión de Valores de Ontario (Ontario Securities Commission).

5.1.6. RESEÑA HISTÓRICA Petrominerales Colombia Ltd. (“PCL”), a través de sus compañías predecesoras, se constituyó originalmente en 1996 al amparo de la Ley de Sociedades Comerciales Internacionales de 2000 (Bermuda) para dedicarse a las actividades de exploración y desarrollo de petróleo en Colombia. PCL es la subordinada operativa principal de la compañía y ha estado operando como sucursal en Colombia desde 1996.

En mayo de 2002, Petrobank, a través de su subordinada 100% de su propiedad Petro International, adquirió todas las acciones emitidas y en circulación de PCL.

El 20 de abril de 2006, Petrominerales Ltd. se constituyó al amparo de la Ley de Sociedades Comerciales Internacionales de 2000 (Bahamas).

El 11 de mayo de 2006, la Compañía enmendó su Escritura de Constitución y Estatutos Sociales para aumentar el capital social autorizado a 200 millones de acciones ordinarias y para eliminar las restricciones a la capacidad de la Compañía para ofrecer al público sus acciones ordinarias.

El 29 de junio de 2006, la Compañía, Petro International y PCL completaron las transacciones de reorganización, siendo las transacciones de permuta de acciones contempladas por el Acuerdo de Permuta de Acciones, en virtud del cual Petrominerales adquirió todas las acciones de PCL y comenzó a cotizar en la TSX bajo el símbolo „PMG‟.

El 29 de octubre de 2010, 1567725 se constituyó al amparo de la ABCA. El 12 de noviembre de 2010, Petrominerales Ltd. fue continuada al amparo de la Ley de Sociedades de 1981 (Bermuda).

Año terminado el 31 de diciembre de 2008

Petrominerales incurrió en $268,2 millones en 2008 al ejecutar su programa de capital, el cual incluyó:

Perforar diez pozos de exploración: cinco en Corcel, dos en Mapache y uno en cada uno de los Bloques Casanare Este, Castor y Joropo;

Perforar ocho pozos de desarrollo en Orito;

Construcción de las instalaciones centrales de procesamiento de Corcel con el fin de manejar inicialmente 70.000 barriles diarios de fluido;

Construcción inicial en una estación de descarga de petróleo en Monterrey; y

120 km2 de sísmica 3D fueron adquiridos en el Bloque Corcel.

En agosto, la compañía inició un periodo normalizado de oferta del emisor (el “NCIB” por sus siglas en inglés). De acuerdo con el NCIB, Petrominerales está autorizada para readquirir hasta 5.032.717 de sus acciones ordinarias, que representan aproximadamente el 5% de las acciones emitidas en circulación de la Compañía en ese momento. En 2008, Petrominerales readquirió un total de 1.326.000 acciones ordinarias en el marco del NCIB a un precio promedio de $8,77 (Cdn$9.89) por Acción.

53

En noviembre, Petrominerales celebró un contrato para adquirir una participación del 55 por ciento en el Bloque 126 de 2,6 millones de acres en la Cuenca Ucayali del Perú.

A finales de noviembre, las operaciones de perforación y terminación de pozos de petróleo en el campo de Orito fueron suspendidas temporalmente debido a una huelga general en la región del Putumayo en Colombia. Las operaciones se reanudaron el 6 de enero de 2009.

En diciembre, a Petrominerales se le adjudicaron dos bloques contiguos en la Cuenca de los Llanos al norte de Corcel, Bloques 25 y 31, los cuales limitan con nuestro Bloque Corcel y con el complejo del campo Cusiana-Cupiagua.

Año terminado el 31 de diciembre de 2009


Perforar diez pozos de exploración, cinco en Corcel, dos en Guatiquia y uno en cada uno de los bloques de petróleo crudo pesado Río Ariari, Chiguiro Este y Chiguiro Oeste;

Un programa de exploración que se destacó por el descubrimiento Candelilla en el Guatiquia Bloque, el cual posibilitó un aumento dramático en la producción de la Compañía en 2010 y nuestros primeros pozos de exploración en nuestra área de petróleo crudo pesado;

Perforar 31 pozos de desarrollo en Neiva y tres pozos en Orito;

Ampliaciones de las instalaciones centrales de procesamiento de Corcel con el fin de manejar 140.000 barriles diarios de fluido;

Construcción y puesta en marcha de la estación de descarga de petróleo de Monterrey, la cual dota a Petrominerales de una estación estratégica de descarga para entregarle petróleo al sistema de oleoductos de Colombia;

La adquisición de 423 km2 de sísmica 3D en los bloques Castor, Casanare Este, Casimena, Mapache y Río Ariari. Adicionalmente, se adquirieron 14 km de sísmica 2D en el bloque Castor; y

La adquisición de 150 km2 de sísmica 3D y 50 km de sísmica 2D en el Bloque 126 en Perú.

El 15 de mayo de 2009, Petrominerales y Petrobank completaron una oferta secundaria de Acciones de Petrominerales por medio de la cual Petrobank, a través de su subordinada 100% de su propiedad Petro International, vendió 9,9 millones de Acciones de Petrominerales a un precio de Cdn$10,25 por acción. Petrominerales no percibió utilidades como resultado de esta oferta. La transacción redujo el porcentaje de titularidad de Petrobank en Petrominerales en el momento del 77% al 67% y aumentó la liquidez de mercado de las acciones de la Compañía.

En agosto, el anteriormente anunciado periodo normalizado de oferta del emisor de la compañía venció. En el marco del programa, Petrominerales readquirió y canceló 3.317.000 Acciones de Petrominerales a un precio promedio de 9,20 (Cdn$10,94) por Acción (1.326.000 Acciones en 2008 y 1.991.000 Acciones en 2009).

Año terminado al 31 de diciembre de 2010


perforar 21 pozos de exploración o de alto impacto, seis en Corcel, cuatro en Guatiquia, tres en Río Ariari, dos en Mapache y Casimena, y uno en cada uno de los bloques Chiguiro Oeste, Antorcha, Casanare Este y Castor;

54

un programa de exploración que se destacó por descubrimientos importantes, incluyendo Yatay en el Bloque Guatiquia, Yenac en el Bloque Casimena y Mochelo en el Bloque del Río Ariari;

perforar 26 pozos de desarrollo en Neiva;

ampliaciones de las instalaciones para el manejo de petróleo y agua en los Bloques Corcel, Guatiquia y Mapache;

la adquisición de 385 km2 de sísmica 3D en el Bloque 31, el Bloque Guatiquia y el Bloque Chiguiro Este, lo cual ha aumentado el inventario de exploración a más de 100 prospectos de perforación al final del 31 de diciembre de 2010.

El 14 de abril de 2010, Petrominerales Ltd. adquirió el 100% de las acciones de PanAndean por valor de $29,6 millones. De conformidad con esta adquisición, Petrominerales adquirió cuatro bloques de exploración adicionales en Perú en la Cuenca Uyucali, consistentes en 6,8 millones de acres brutos (3.3 millones de acres netos), y un bloque de exploración de 87,383, Antorcha, en Colombia.

El 6 de mayo de 2010, la Compañía anunció relevos en sus funcionarios ejecutivos. Corey Ruttan fue nombrado Presidente y Gerente General, en reemplazo de John Wright, quien asumió las funciones de Presidente de la Junta Directiva y Asesor Estratégico. Adicionalmente, Jack Scott fue ascendido a Vicepresidente de Operaciones, Erik Lyngberg fue ascendido a Vicepresidente Senior de Exploración, Kelly Sledz fue ascendido a Vicepresidente Financiero y Tannya Morales fue ascendida a Vicepresidente de Finanzas. Rubén Cano fue nombrado Vicepresidente de Servicios y Logística y Allen Knight se vinculó a la Compañía de tiempo completo como Vicepresidente de Nuevos Negocios, renunciando a su cargo de Vicepresidente de Nuevos Negocios de Petrobank.

En junio, a la compañía se le adjudicaron dos bloques de exploración, los Bloques 59 y 15, en la Ronda Colombia de Licitación Abierta de 2010. Ambos bloques se hallan ubicados en la Cuenca de los Llanos. El Bloque 59 está ubicado al norte de los campos petroleros de Apiay y Castilla. El Bloque abarca 131.286 acres y los compromisos de trabajo la primera fase incluirán un gasto de $24,2 millones a lo largo de tres años y requiere la adquisición de 300 kilómetros cuadrados de sísmica 3D y la perforación de cuatro pozos de exploración. El Bloque tiene más de 500 km de sísmica 2D existente, de los cuales ya hemos identificado varias leads.

El Bloque 15 está ubicado al norte de los campos petroleros de Cusiana-Cupiagua. El Bloque abarca 63.188 acres y nuestros compromisos de trabajo de la primera fase incluirán gastar $10,0 millones a lo largo de tres años con el fin de adquirir 100 km cuadrados de sísmica 3D y perforar dos pozos de exploración. El Bloque actualmente tiene más de 90 km de sísmica 2D existente, a partir de la cual hemos identificado varias tendencias de falla.

Ambos bloques están sujetos a un Contrato de Exploración estándar con la ANH (regalía inicial del 8%) más una participación adicional del Estado (“Factor X”) del 1% de la producción bruta, pagadera a la ANH. Los contratos se suscribieron el 15 de marzo de 2011.

En agosto, la Compañía completó la emisión de los Pagarés 2016, los cuales tienen un valor de principal total de $550 millones. Los Pagarés 2016 son convertibles en Acciones de Petrominerales, a una tasa de conversión de $34.746 y tienen una tasa cupón anual del 2,625%.

El 13 de octubre de 2010, la Compañía celebró un contrato con Veraz para adquirir una participación efectiva en la explotación del 25% en el Bloque 126 en la Cuenca del Ucayali, en la región central de Perú. De conformidad con los términos del contrato, a Veraz se le pagarán un total de $6.75 millones, los cuales incluyen un pago en efectivo y asumir ciertos gastos del programa de perforación en el Bloque 126. Adicionalmente, en el punto en que niveles de producción acumulativos determinados se alcancen en el Bloque, Petrominerales pagará una bonificación de hasta $8 millones. Adicionalmente, Petrominerales le otorgó a Veraz una participación efectiva en la explotación del 20% en el Bloque 161 en la Cuenca Ucayali y en el Bloque 141 en la Cuenca Titicaca.

55

El 11 de noviembre de 2010, Petrominerales acordó invertir $99,5 millones a cambio de una participación accionaria del 9.65% en el Oleoducto Bicentenario de Colombia (“OBC”). El objetivo del proyecto OBC es construir y operar un oleoducto de uso privado entre Casanare y Coveñas, el cual tendrá 960 kilómetros de longitud y una capacidad final de 450.000 barriles diarios de petróleo. El oleoducto será el mayor de su clase en Colombia y se desarrollará en tres fases. La primera fase, la cual unirá la estación de Araguaney en Casanare con Banadia en Arauca, tiene un costo estimado de $1.031 miles de millones (neto $99,5 millones para Petrominerales) y su culminación está prevista para finales de 2011. Una vez completados los estudios financieros para las fases posteriores, la compañía tendrá la opción de participar en las fases 2 y 3 para conservar su titularidad proporcional. El costo estimado corriente de las fases 2 y 3 es de US$3,1 miles de millones, y se prevé que todas las fases habrán finalizado para diciembre de 2012.

El 6 de diciembre de 2010, los Pagarés 2010 remanentes, los cuales tienen un valor de principal de $81,7 millones, fueron convertidos en 2.987.367 Acciones de Petrominerales.

El 17 de diciembre de 2010, los accionistas de la Compañía aprobaron la Reorganización de Petrobank, completándose la misma el 31 de diciembre de 2010.

El 17 de diciembre de 2010, los accionistas de la Compañía aprobaron un plan de derechos de los accionistas.

El 21 de junio de 2011, la Compañía anunció la compra del 5% de del Oleoducto Central S.A. – Ocensa por un monto de US$ 281 millones. Esta propiedad fue adquirida de Total E&P Holdings y representa una capacidad de transporte de aproximadamente 25,000 bblpd.

Ocensa es uno de los oleoductos más importantes en Colombia y conecta los bloques de Cuasiana y Cupiagua con el puerto de exportación de Coveñas.

5.1.7. COMPOSICIÓN ACCIONARIA

De acuerdo con la información suministrada por el Agente de Transferencia al 31 de marzo de 2011, los principales accionistas de la Compañía son:

Nombre Número de acciones

Participación

CDS & Co 98.286.665 94.80% CEDE & Co 4.853.468 4.68% Creve & Company 230.000 0.22% Other 308.044 0.30%

Total

103.678.177

100%

5.1.7.1 DESCRIPCIÓN DE LA ESTRUCTURA DEL CAPITAL DE LA COMPAÑÍA

(a) Acciones Ordinarias

El capital autorizado de la Compañía consiste de un número ilimitado de Acciones Ordinarias sin valor nominal. Al 31 de marzo de 2011, había 103.678.177 acciones ordinarias emitidas y en circulación y no existían acciones preferenciales emitidas y en circulación.

Variaciones en las acciones ordinarias en circulación Número de Acciones Saldo al 31 de diciembre de 2009 98,610,917 Opciones de compra de acciones ejercidas 1,764,899 Acciones diferidas ejercidas 25,625 Acciones de Incentivo ejercidas 2,947 Acciones emitidas para pago de dividendos atribuible al ejercicio de acciones diferidas

123

56

Conversión de obligaciones convertibles 2,987,367

Saldo al 31 de diciembre de 2010 103,391,878 Opciones de compra de acciones ejercidas 280,691 Acciones de Incentivo ejercidas 5,608

Saldo al 31 de marzo de 2011 103,678,177

Los titulares de las Acciones de la Compañía tienen derecho a ser convocados y asistir a cualquier reunión de la Asamblea de Accionistas, tienen derecho a un voto por cada Acción Ordinaria que posean, tienen derecho a recibir dividendos si son decretados por la Junta Directiva, cómo y cuando sean decretados, y tienen derecho a recibir la propiedad remanente en caso de liquidación de la Compañía.

El Emisor puede suscribir acciones ordinarias, especiales y preferenciales. No obstante a la fecha el Emisor solo tiene en circulación acciones ordinarias.

(b) Obligaciones Convertibles

Obligaciones convertibles 2010

Las obligaciones convertibles 2010 originalmente se emitieron el 6 de diciembre de 2007, por un monto de US$100 millones, y se clasificaron como instrumentos financieros compuestos. En 2008 la Compañía recompró US$18.3 millones del valor del principal de las mismas. En la fecha de vencimiento, el 6 de diciembre de 2010, las obligaciones convertibles remanentes, por un monto de capital de US$81.7 millones, se convirtieron en 2,987,367 acciones ordinarias a la tasa contractual de conversión de US$27.3485 por acción. En la fecha de conversión, los componentes de capital de las obligaciones convertibles, que sumaban US$92.1 millones, se transfirieron al capital en acciones. La acumulación registrada en 2010 con respecto a estas obligaciones ascendió a US$4.9 millones.


El 25 de agosto de 2010, Petrominerales emitió US$550 millones de obligaciones convertibles con vencimiento el 25 de agosto de 2016 y un cupón anual de 2.625%. Las obligaciones son convertibles en acciones ordinarias de Petrominerales, con un precio de conversión de US$34.3147 por acción, sujeto al ajuste en función de los dividendos. Si se convierten, la Compañía tiene la opción de entregar un total de 16,028,116 acciones ordinarias o efectivo equivalente al valor de mercado de estas acciones, al precio promedio ponderado por acción para el período de negociación de 20 días siguiente al aviso de conversión. Además, los obligacionistas tienen el derecho de opción de venta, una única vez, mediante el pago anticipado de las obligaciones al 100% de su valor nominal más los intereses acumulados al 25 de agosto de 2013, ejercitable dentro de los 30 días comprendidos entre el 10 de junio y el 10 de julio de ese año.

Al emitirse, la obligación 2016 se dividió entre el pasivo y la característica de conversión (que, conforme a las NIIF, se ha clasificado como pasivo derivado). La porción de pasivo se calculó restando los costos de transacción y el valor justo de la característica de conversión del monto de capital de las obligaciones. El producto de US$550 millones de la emisión dio como resultado que US$432 millones se clasificaran como pasivo y US$101 millones, como pasivo financiero derivado. El valor justo de la característica de conversión se estima en cada fecha del balance general, y las variaciones en el valor justo estimado entre períodos se registra en el estado de resultados como gasto financiero. El siguiente cuadro resume la contabilización de las obligaciones convertibles 2016:

Pasivo Pasivo Financiero

Derivado Total

Emisión de obligaciones convertibles el 25 de agosto de 2010 (neto de costos de emisión de US$17,0) $ 432.2 $ 101.1 $ 533.3 Acumulación en 2010 5.6 - 5.6 Pérdida derivada en 2010 - 139.1 139.1

57

(c) Otr

os tipos de acciones

En adición a las Acciones Ordinarias, la sociedad tiene la autorización legal de emitir un número ilimitado de Acciones Especiales sin valor nominal y un número ilimitado de Acciones Preferenciales que puedan ser emitidas en series sin valor nominal. A la fecha la compañía solo tiene Acciones Ordinarias. Los derechos, privilegios, restricciones y condiciones de las Acciones Especiales y las Acciones Preferenciales son los siguientes, según se desprende de sus estatutos sociales:

1. Acciones Especiales:

(i) DIVIDENDOS: Los tenedores de Acciones Especiales tendrán derecho a recibir dividendos en efectivo no acumulables si, como y cuando sea declarado por la Junta Directiva, en las cantidades y pagaderos del modo y en los tiempos que la Junta determinará. La Junta Directiva podrá, a su sola discreción, declarar dividendos para las Acciones Especiales excluyendo cualquier otra clase de acciones de la Compañía.

(ii) LIQUIDACIÓN O DISOLUCIÓN: En el evento de una liquidación o disolución de la Compañía u otros activos de la Compañía susceptibles de ser distribuidos entre los accionistas con el propósito de liquidar sus negocios, los tenedores de Acciones Especiales tendrán derecho, antes de que cualquier suma sea pagada por la Compañía o antes que cualquier activo de la Compañía sea distribuido a los tenedores de Acciones Ordinarias o tenedores de cualquier clase de acciones de la Compañía, una cantidad igual al valor de redención (como se encuentra definido en el siguiente parágrafo) con respecto a cada una de las Acciones Especiales que tengan en su propiedad, respectivamente, en la medida de la cantidad o valor de los activos de la Compañía disponibles bajo la ley aplicable para el pago a tenedores de acciones de la Compañía en caso de liquidación o disolución de la Compañía. Una vez realizado el pago a los tenedores de Acciones Especiales del monto establecido anteriormente, dichos tenedores no tendrán derecho a disfrutar de ninguna distribución futura de activos de la Compañía entre sus accionistas por el propósito de liquidar sus negocios.

(iii) REDENCIÓN: La Compañía podrá redimir en cualquier momento la totalidad, u ocasionalmente cualquier parte, de las Acciones Especiales en el momento emitidas y en circulación de los tenedores de las mismas con el pago (el cual, a discreción de la Compañía, podrá realizarse mediante la emisión de un pagaré o pagarés) de: (i) un valor por cada Acción Especial a ser redimida equivalente al valor justo de mercado agregado de la consideración pagada a la Compañía en la emisión de dichas Acciones Especiales; y (ii) todos los dividendos declarados y no pagados de dichas Acciones Especiales. El valor por los ítems (i) y (ii) contemplado en este párrafo es mencionado en la presente como el “VALOR DE REDENCIÓN”.

(iv) RETRACTACIÓN POR PARTE DE LOS TENEDORES: Con sujeción a la ley aplicable, un tenedor de una Acción Especial tendrá derecho a requerir a la Compañía a redimir, en cualquier momento, todas o cualquiera de las Acciones Especiales en cabeza de dicho tenedor, ofreciendo a la Compañía en su oficina registrada un certificado o certificados de acción representativos de Acciones Especiales que el tenedor desea que la Compañía redima, junto con una solicitud escrita especificando el número de Acciones Especiales a ser redimidas y el día hábil (referido aquí como “DÍA DE RETRACTACIÓN”) en el cual el tenedor desea que la Compañía redima las Acciones Especiales. Acto seguido al recibo de dicho certificado o certificados y de la solicitud escrita, la Compañía procederá, en el Día de Retractación (o tan pronto sea posible a partir de entonces), a redimir dichas Acciones Especiales pagando a los tenedores el Valor de Redención para cada Acción Especial redimida.

(v) CANCELACIÓN: Cualquiera de las Acciones Especiales que sean redimidas por la Compañía según lo antedicho serán, para todos los propósitos, consideradas plenamente redimidas, y serán

Saldo al 31 de diciembre de 2010 437.8 240.2 678.0 Acumulación en 2011 4.0 - 4.0 Pérdida derivada en 2011 - 39.0 39.0

Saldo al 31 de marzo de 2011 $ 441.8 $ 279.2 $ 721.0

58

canceladas concurrentemente con el pago del Valor de Redención por la Compañía en o para el beneficio del tenedor de las mismas.

(vi) NO DISOLUCIÓN: Mientras cualquier Acción Especial se encuentre en circulación, la Compañía se abstendrá de: declarar o pagar cualquier dividendo sobre las acciones de cualquier clase de la Compañía; o redimir, comprar para la cancelación o a parte de eso adquirir cualquier acción de cualquier otra clase de la Compañía, si, en opinión de su Junta Directiva, el pago de dichos dividendos o la consideración a pagar en conexión con dicha redención, compra u otra adquisición, según sea el caso, reduciría el valor neto realizable de los activos de la Compañía (luego de tomar en cuenta todas los pasivos de la Compañía) a un valor que sea menor que el producto del Valor de Redención de cada Acción Especial multiplicado por el número de Acciones Especiales en circulación, inmediatamente anterior al momento del pago de dichos dividendos o consideraciones, según sea el caso.

(vii) DERECHOS DE VOTO: Con sujeción a la ley aplicable, los tenedores de las Acciones Especiales no tendrán derecho a recibir notificaciones de ni a asistir a ninguna reunión de los accionistas de la Compañía y no tendrán derecho a votar en dichas reuniones.

(viii) VALOR ESPECIFICADO: Para el propósito de la subsección 191(4) del Income Tax Act (Canada), el valor especificado por el cual cada Acción Especial será redimida, adquirida o cancelada deberá corresponder al valor especificado por un administrador o funcionario de la Compañía en un certificado que se hará efectivo concurrentemente con la emisión de dicha Acción Especial; y de acuerdo con una resolución de la Junta Directiva debidamente aprobada y evidenciada mediante documento escrito autorizando la emisión de dichas Acción Especial, dicho valor que deberá ser expresado en dólares (y no expresado como fórmula) y deberá ser equivalente al valor justo de mercado de la consideración por la cual dicha Acción Especial es emitida.

2. Acciones Preferenciales:

(a) SERIE: Cada serie de Acciones Preferenciales deberá consistir de dicho número de acciones que deberán modificarse antes de la emisión por parte de los administradores, los cuales al mismo tiempo deberán determinar la designación, derechos, privilegios, restricciones y condiciones atadas a las Acciones Preferenciales de cada dicha serie, incluyendo, la tasa de los dividendos preferenciales, sea o no que los dividendos deban ser cumulativos o no-cumulativos, las fechas de pago de los mismos, sea o no que las acciones deban ser redimibles y en dicho caso el precio de redención y los términos y condiciones de redención, cualquier derecho a voto, cualquier derecho de conversión, cualquier fondo de amortización, fondo de compra u otra provisión atada a los mismos, y el valor a pagar en retorno de capital en el evento de liquidación o disolución de la Compañía.

(b) IDEM: Las Acciones Preferenciales de cualquier serie tendrán derecho a dichas preferencias sobre las acciones ordinarias y sobre cualquier otras acciones de jerarquía inferior a las Acciones Preferenciales con respecto al pago de dividendos y todas las sumas cancelables en retorno del capital en el evento de la liquidación o disolución de la Compañía como puede ser determinado por los administradores cuando autoricen la respectiva serie.

(c) IDEM: Los tenedores de las Acciones Preferenciales no tendrán derecho a recibir o a asistir o a votar en cualquier asamblea de accionistas de la Compañía; sin embargo, deben tenerse en cuenta lo siguiente:

(i) Los tenedores de cualquier serie de Acciones Preferenciales tendrán derecho a recibir notificaciones de y a votar en asambleas de accionistas de la Compañía en la medida especialmente establecida en los derechos y privilegios adheridos a dicha serie de acciones, y

(ii) Los tenedores de Acciones Preferenciales o de cualquier serie tendrán derecho a votar separadamente como una clase o como una serie respecto de cualquier asunto por el

59

cual un voto separado esta especialmente determinado por el ABCA o cualquier estatuto que lo reemplace.

5.1.8. DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO Y ESTRATEGIA DEL EMISOR

La Compañía es una sociedad constituida en Alberta e inscrita en la Bolsa de Valores de Toronto. La Compañía explora, desarrolla y produce petróleo crudo en Colombia y Perú, a través de sus subsidiarias PCL, en Colombia, y Petrominerales Perú y PanAndean, en Perú.

Estrategia

Petrominerales es ahora una de las mayores compañías de petróleo y gas en Colombia. La estrategia comercial de la Compañía consiste en explorar agresivamente sus tierras de exploración empleando técnicas de exploración de clase mundial y convertir los éxitos en flujos de caja de forma oportuna y económica. Al ejecutar el plan comercial, Petrominerales ha desarrollado una base de producción sólida que excedía de los 40.000 bbl/d en febrero de 2011. Los flujos de caja de esta base de producción le proporcionan a la Compañía recursos financieros importantes para ejecutar sus programas de capital volcados a la exploración. Petrominerales ha agrupado su base de activos en cinco diferentes áreas claves:

Exploración de la Cuenca Llanos Profunda, Colombia – esta zona comprende la mayoría de la base de producción de la Compañía e incluye los descubrimientos claves Corcel y Guatiquia. La Compañía actualmente cuenta con más de 50 prospectos de exploración en su inventario de perforación y planea estar activa en esta zona en los años venideros. Adicionalmente, esta zona incluye algunas áreas en la región de las estribaciones de la cuenca que limitan con grandes descubrimientos, tales como Cusiana-Cupiagua, Apiay y Castilla. Petrominerales planea emprender un programa de exploración de dos pozos en su área de estribaciones en 2011. Estos pozos son importantes para la Compañía, puesto que buscan acumulaciones de recursos hidrocarboníferos potencialmente grandes y serán los pozos más profundos perforados por la Compañía en Colombia.

Petróleo Crudo Pesado – un medio para una estrategia a más largo plazo, que tiene el potencial para un desarrollo futuro a gran escala. Petrominerales planea estar a la vanguardia de la expansión de la industria del petróleo crudo pesado en Colombia a través de la exploración y de la aplicación de tecnología. Petrominerales está buscando grandes acumulaciones de petróleo pesado, además de ofrecer pericia de explotación de clase mundial, incluyendo la oportunidad de desplegar la tecnología THAI™ en Colombia. Petrominerales considera que THAI™ ofrece beneficios operativos y ambientales importantes en comparación con otros procesos y representa un avance dramático en materia de eficiencias de recobro. Petrominerales posee los derechos exclusivos para la aplicación de esta tecnología en Colombia.

Exploración de la Cuenca Central de los Llanos, Colombia – esta zona incluye el descubrimiento Yenac de la Compañía. La Compañía cuenta actualmente con diez prospectos de exploración y varias locaciones de evaluación para su Descubrimiento Yenac.

Activos de Desarrollo de Bajo Riesgo con Potencial de Recuperación Aumentado– la Compañía tiene dos CPIs con Ecopetrol en grandes campos de petróleo existentes que le ofrecen a Petrominerales proyectos económicos de desarrollo de bajo riesgo. Recientemente en Neiva, hemos iniciado un proyecto de inyección de agua, el cual ha ampliado la base de reserva y brinda una oportunidad adicional en el campo.

Perú – la Compañía ha establecido una de las mayores posiciones de tierra de exploración en la Cuenca Ucayali de la zona central del Perú. La Cuenca se halla en las etapas iniciales de desarrollo y ofrece una excelente prospectivitidad para acumulaciones prolíficas de reservas. Petrominerales planea perforar su primer pozo de exploración en el Perú más adelante en 2011.

60

Condiciones competitivas

Colombia, en el mundo de la exploración, representa una combinación ideal de oportunidades geológicas y régimen fiscal. Más de 150 compañías internacionales de petróleo y gas operan actualmente en Colombia. Geológicamente, Colombia ofrece un alto potencial de acumulación de hidrocarburos en cuencas relativamente inexploradas.

A finales de 2009, Colombia ocupó el quinto lugar en cantidad de reservas en Sur América, convirtiéndose en un destino estratégico para la inversión extranjera directa en exploración de petróleo y minerales.

Se espera que en 2010 la inversión extranjera directa exceda los US$3 mil millones. La economía libre del país permite la continuidad de los negocios y el cumplimiento de los contratos.

Con la entrada en vigencia del nuevo régimen regulatorio en 2004, Colombia se convirtió en uno de los países más atractivos del mundo para la exploración de hidrocarburos debido a su relativamente bajo porcentaje de regalías, su relación riesgo/ recompensa para las compañías contratantes y por la estabilidad jurídica.

Como un participante temprano de la industria petrolera de Colombia a partir de 2004, todos los contratos de exploración de PCL están sujetos al régimen regulatorio de 2004, más favorable que los antiguos contratos. Las regalías comienzan a partir de un ocho por ciento hasta que la producción de la Compañía por campo supera los 5,000 bppd tras lo cual, aumenta la tasa de regalías un uno por ciento por cada 10,000 bppd adicionales de producción por campo, hasta que el campo alcanza los 125,000 bppd y la tasa de regalías alcanza el 20%. En los bloques de nuestra exploración, una regalía adicional puede aplicarse sobre los campos después de que se hayan producido cinco millones de barriles, siempre que los precios mundiales de petróleo excedan cierto umbral. Adicional a esto, algunos de los contratos más recientes, se encuentran sujetos al cálculo del Factor R.

La Compañía se ha posicionado como uno de los jugadores más importantes en la industria petrolera en Colombia. Como parte de su estrategia de crecimiento y mejoramiento en su estrategia de evacuación de crudos, adquirió del 5% de Ocensa. Esta propiedad representa una capacidad de transporte de aproximadamente 25,000 bblpd.

Petrominerales Ltd. igualmente ha aumentado su participación en la industria de hidrocarburos peruana, la cual ofrece condiciones favorables para la inversión y un amplio potencial de producción teniendo en cuenta el bajo nivel de exploración en las cuencas donde Petrominerales Ltd. opera.

Naturaleza cíclica del negocio

El precio del crudo está influenciado por la economía mundial y por las decisiones que la Organización de los Países Exportadores de Petróleo adopte en relación con la oferta del producto.

Durante los períodos de altos precios, los productores logran generar suficientes flujos de efectivo para llevar a cabo programas activos de exploración sin necesidad de recurrir a capital externo. El aumento de los precios de las materias primas (commodities) frecuentemente se traduce en periodos de mucha actividad para los prestadores de servicios petroleros, provocando el incremento en los precios por sus servicios. Los precios de compra de propiedades y tierras aumentan de manera similar durante estos períodos.

Durante los períodos de bajos precios de las materias primas, los costos para la adquisición de tierras y contratación de servicios se reducen, así como lo hacen los fondos generados internamente para adelantar actividades de exploración y desarrollo. Con menor demanda, los precios cobrados por los distintos proveedores de servicios también decrecen.

La industria petrolera en Colombia ha experimentando aumento de los costos, incluidos aquellos relacionados con la prestación de servicios de perforación, conclusión y mantenimiento por parte de terceros, como consecuencia del incremento del precio de las materias primas y los nuevos términos fiscales de Colombia.

61

Habilidades y conocimientos especializados

La aplicación de lo establecido, la exploración y metodologías probadas de producción utilizadas en varias cuencas maduras, sobre todo en el oeste de la cuenca sedimentaria de Canadá, nos da una ventaja competitiva en nuestras operaciones en Latinoamérica y más allá. Esto incluye la interpretación en 2D y 3D de datos sísmicos adquiridos en nuestras áreas de interés geológico, utilizando sísmica 3D como una herramienta de exploración y la búsqueda de múltiples técnicas de exploración que se utilizan en otras cuencas internacionales.

Gracias a la experiencia internacional de nuestro equipo humano de exploración, tenemos acceso a un completo equipo de investigación y de resultados relativos a la utilización de técnicas de perforación horizontal, de modelos de fracturación multi-etapas y otros métodos de recuperación mejorada de petróleo, que nos permiten maximizar el potencial de producción y los factores de la recuperación definitiva de nuestras perspectivas. PetroBakken, ha logrado significativos avances en la producción de petróleo al sureste de Saskatchewan con la aplicación de estos métodos.

También estamos buscando aplicar tecnologías innovadoras de vanguardia para la extracción de petróleo pesado en Colombia mediante la aplicación de la tecnología patentada THAI™, que está siendo liderada por Petrobank. El revolucionario método THAI™ consiste en liberar el potencial de extracción de los recursos de petróleo pesado en todo el mundo a través de la utilización de altas temperaturas en el lugar de la perforación. El THAI™ (inyección de aire) combina un proceso de producción horizontal con la inyección vertical de aire.

THAI™ ofrece diferentes ventajas operativas, económicas y ambientales para el proceso, entre ellos:

Incrementa los niveles de recuperación de petróleo

Mejora la tasa de extracción neta, y permite la obtención de un producto más fácil de transportar

Reduce sustancialmente el impacto ambiental, con un uso mínimo de agua, menos emisiones de gases de efecto invernadero y generación independientes de energía potencial a partir del gas resultante, eliminando la necesidad de extender líneas de energía hacia zonas remotas

Menos pozos sin facilidades de almacenamiento y manejo de vapor o agua.

Probado en las arenas bituminosas de Canadá, la tecnología THAI™ ha sido licenciada por Archon Technologies Ltd. (una subsidiaria 100% de propiedad de Petrobank) para ser usada por PCL. La licencia le concede el derecho a PCL de utilizar la tecnología en la evaluación de los bloques de exploración, con sujeción a un derecho de licencia equivalente al 10% de la producción bruta y una opción en favor de Archon para adquirir eventualmente derechos sobre las propiedades de PCL (a precio de mercado) entre el 10% y el 50%.

Nuestra estrategia en la aplicación de métodos modernos y la tecnología para ampliar el espectro de oportunidades, sigue creando con éxito nuevas empresas, cuidando siempre la base productiva. Desde la aplicación de perforación convencional de clase mundial, tecnologías de extracción probadas en la cuenca sedimentaria de Canadá, hasta la utilización de tecnologías de punta como el método THAI™, Petrominerales ha recibido atención internacional en la medida en la que ha sido capaz de elevar el potencial de recuperación de hidrocarburos en Colombia y Perú.

Al 31 de diciembre de 2010, la Compañía y sus subsidiarias tenían en Colombia y Canadá 261 empleados con dedicación de tiempo completo. Además, Petrominerales Ltd. utiliza, según se requiera de tiempo en tiempo, los servicios de profesionales por contrato o como consultores.

Protección y políticas ambientales

El marco regulatorio ambiental en Colombia, incluyendo salud ocupacional, seguridad industrial, protección ambiental y responsabilidad social, que rige la industria del petróleo y el gas se divide en dos partes: planeación y cumplimiento.

62

Planeación

El Ministerio del Medio Ambiente, Vivienda y Desarrollo de Colombia exige que los estudios de impacto ambiental (“EIA”) y los planes de manejo ambiental (“PMA”) sean presentados como las herramientas de planeación principales para todos los nuevos proyectos, asegurando que las variables sociales y ambientales locales y específicas sean incluidas en la planeación de proyectos. Los proyectos de perforación exploratoria exigen la presentación de un EIA y PMA con al menos cinco meses de antelación al inicio de las actividades del proyecto. Una vez obtenida la autorización, el Ministerio del Medio Ambiente otorga una licencia ambiental. Cuando se hace un descubrimiento, la licencia ambiental típicamente permite un periodo máximo de un año de prueba de producción, mientras PCL prepara un nuevo EIA y PMA para el desarrollo de un campo de producción de petróleo y gas permanente y la perforación de desarrollo.

El diseño y construcción del oleoducto del campo está sujeto a un proceso de obtención de licencia ambiental que consta de dos partes. Primero, se realiza la evaluación de las opciones ambientales, proceso en el cual la Compañía y la autoridad gubernamental pertinente barajan opciones para convenir en un diseño y trazado del oleoducto que sea compatible con el medio ambiente. Una vez se logra un acuerdo, PCL puede solicitar la licencia ambiental para el oleoducto a través de un EIA y PMA integral.

Una vez que la licencia ambiental de un campo de producción está en regla, la perforación de desarrollo, las tuberías de producción, los acumuladores y demás elementos de infraestructura de producción pueden incorporarse preparando PMA específicos. Esto también es válido para todas las actividades que PCL adelanta en desarrollo de sus CPI.

La responsabilidad social en la planeación del proyecto incluye el adelantar consultas con las comunidades locales a través de procedimientos regulatorios, en función del tipo de comunidad a ser consultada (esto es, pobladores, campesinos, indígenas, afro colombianos). Además, cada EIA y PMA debe incluir un plan integral en relación con salud ocupacional y seguridad industrial, basado en normas nacionales y estándares internacionales con respecto a salud y seguridad.

Cumplimiento

La segunda área esencial en salud ocupacional, seguridad industrial, protección ambiental y responsabilidad social es mantener estándares óptimos de cumplimiento de las normas. En Colombia, estas normas incluyen estándares específicos de calidad del aire y del agua, de tratamiento y eliminación de aguas negras y desechos sólidos, de control de emisión de contaminantes del aire y de higiene industrial.

Las operaciones de PCL están sometidas a un estricto control y seguimiento por parte del Ministerio del Medio Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial y de las corporaciones ambientales regionales (Corpoamazonia en Putumayo, Cormacarena en Meta, Corporinoquia en Casanare y el CAM en Neiva). Estas autoridades regionales pertenecen al Sistema Ambiental Nacional de Colombia (SINA).

PCL cuenta con terceros auditores independientes en materia de salud, seguridad, medio ambiente y comunidad en todas nuestras zonas de operaciones. Estos auditores velan por que nuestros empleados y contratistas cumplan con la legislación ambiental, los requisitos fijados por las corporaciones ambientales regionales, y sigan los planes de manejo ambiental aprobados.

Al final de cada operación, se prepara un informe de cumplimiento ambiental, que sirve de base para la evaluación final de las autoridades ambientales. Se completa además un seguimiento anual a este informe.

Salud y Seguridad

En 2010, PCL registró un incidente de tiempo perdido en las operaciones de producción en el Bloque Casimena durante 10 días entre los meses de Octubre y Noviembre. Estos eventos sociales generaron el cierre del pozo Yenac-1 donde se dejaron de producir 7,573 barriles en total. La solución se dio con la intervención del Ministerio de Medio Ambiente y la Personería del Municipio de Maní (Casanare), y la Compañía se comprometió a estudiar cómo se pueden mejorar las condiciones de manejo de los contratistas con los empleados de la zona.

63

Por otro lado, en respuesta a una mayor actividad en los ámbitos de producción, almacenamiento y transporte de petróleo en Corcel, aumentamos además nuestra capacidad para responder a derrames de petróleo, desarrollando planes de contingencia de emergencia para cada ruta de transporte.

Medio Ambiente

Nuestras principales estrategias ambientales incluyen la preparación de estudios de impacto ambiental integrales y el diseño de planes de manejo ambiental específicos para cada proyecto. PCL promueve la participación de la comunidad local en la planeación ambiental a fin de establecer una relación armónica entre la actividad petrolera y los medios locales de producción.

La política de la PCL es hacer todo lo que esté razonablemente a su alcance para asegurar el cumplimiento de la legislación de protección ambiental. PCL está comprometida con el cumplimiento de su responsabilidad de proteger el medio ambiente dondequiera que opere y tomará aquellas medidas que sean necesarias para asegurar el cumplimiento de la legislación ambiental. PCL cree que es razonablemente probable que la tendencia hacia estándares más severos en la legislación y normas ambientales se mantenga. PCL espera mayores inversiones de capital y gastos operativos como resultado de leyes cada vez más rigurosas relacionadas con la protección del medio ambiente. No puede ofrecerse garantía alguna, sin embargo, de que las leyes ambientales no resultarán en un recorte de la producción o en un aumento sustancial de los costos de producción, las actividades de desarrollo o exploración, o de que no afectarán adversamente de algún otro modo la situación financiera, los gastos de capital, los resultados de las operaciones, la posición competitiva o las perspectivas de PCL.

Relaciones con la Comunidad

PCL ha desarrollado un conjunto de políticas y prácticas que complementan sus obligaciones básicas como una herramienta de desarrollo para las comunidades vecinas. La estrategia de responsabilidad social corporativa de PCL y Petrominerales se basa en los siguientes principios fundamentales:

Abrir una oficina de representación en cada comunidad donde desarrollemos operaciones;

Crear oportunidades locales de empleo, iniciativa que ha calado bien entre los integrantes de la comunidad y que ha contribuido a cimentar una relación armónica con la Compañía y sus operaciones;

Ofrecer programas de educación y capacitación para fortalecer las relaciones con la comunidad y con las autoridades locales, identificar nuevos mercados para los bienes y servicios locales, y reducir la dependencia de la industria, y

Involucrar a las comunidades en estudios y procesos relacionados con el manejo ambiental creando sinergias entre la pericia de PCL y el conocimiento local.

Operaciones en el extranjero

Los ingresos de la Compañía se generan de PCL, los cuales a su vez se generan por medio de la venta de hidrocarburos. Toda la actividad de producción de hidrocarburos de PCL está localizada en Colombia y todos los activos de exploración están localizados en Colombia y Perú. La Compañía, a través de sus subsidiarias, tiene participación en un total de 24 bloques, repartidos en 19 en Colombia (17 E&P donde la Compañía es la operadora y 2 CPI donde no es operadora) y 5 en Perú.

5.2 PRINCIPALES PROPIEDADES PETROLERAS Y CONTRATOS

A continuación se describen los principales contratos, activos, y áreas de evaluación de petróleo y gas de PCL al 31 de diciembre de 2010. Se advierte que cualquier cálculo de reservas e ingresos futuros netos de cada uno de los activos, en particular que sea divulgado en este Prospecto puede no corresponder a futuro con los resultados definitivos de las reservas e ingresos netos obtenidos por cada activo.

64

5.2.1. ACTIVOS PETROLEROS

5.2.1.1 CONTRATOS DE PRODUCCIÓN INCREMENTAL (CPIS)

Petrominerales es titular de participaciones en dos CPIs otorgados por Ecopetrol y se dedica a la exploración, desarrollo y producción de petróleo en desarrollo de los mismos. Los CPIs corresponden a dos campos en el suroeste de Colombia: Orito está en la Cuenca del Putumayo, al sur de Colombia, y Neiva está en la Cuenca del Alto Magdalena. Cada bloque se rige por un contrato separado con Ecopetrol. Cada CPI abarca un período específico que vence en junio de 2023, y requirió algunos gastos en los primeros años del contrato con el fin de avanzar a fases de desarrollo posteriores. Las actividades iniciales de Petrominerales se concentraron en cumplir con los compromisos de trabajo requeridos por estos CPIs, lo cual le otorga a Petrominerales el derecho a llevar a cabo actividades de desarrollo en los bloques y a tener participación en la producción incremental generada por encima de una línea base de declive predefinida.

La producción de la participación efectiva en la explotación está sujeta a una regalía del ocho por ciento, pagadera al gobierno. Los niveles iniciales de participación de la compañía en Orito y Neiva son de 79 por ciento y 69 por ciento, respectivamente. Estos niveles de participación declinan sobre una base contrato por contrato una vez que la razón de ingresos totales acumulativos a “factor R” costos totales excede de 1,5 veces. A factores R por encima de 2,5 veces, los niveles de participación en Orito y Neiva se fijan en 39,5 por ciento y 34,5 por ciento, del modo indicado en la siguiente tabla:

Factor R Orito Neiva

1.5 a 2.5 79%/(R-0.5) 69%/(R-0.5)

2.5 en adelante 39.5% 34.5%

Los ingresos, costos y Factores R acumulativos al 31 de diciembre de 2010 para cada uno de los CPI de la Compañía fueron los siguientes:

Orito Neiva

Ingreso acumulativo (US$MM) 351,7 163,2

Costos acumulativos (US$MM) 362,8 178,3

Factor R 0,97 0,92

65

Los ingresos acumulativos incluyen ventas de petróleo de la participación de la Compañía hechas del bloque antes de la deducción de las regalías. Los costos acumulativos incluyen el gasto de regalías, gastos de transporte, gastos operativos y costos de capital.

Campo de Orito

El Campo de Orito, el mayor de la Cuenca del Putumayo en el sur de Colombia, cuenta con una amplia infraestructura de campo, buen control sísmico y conexión a un oleoducto de exportación subutilizado con instalaciones para carga de agua profunda, lo cual permite la fiscalización de la producción incremental de petróleo. De conformidad con el CPI, Petrominerales tiene acceso a la infraestructura y datos existentes, mientras que Ecopetrol participa en cualquier probabilidad de ganancia incremental que Petrominerales genere a lo largo de la vida del contrato, el cual termina en junio de 2023. El PCI de Orito abarca 42.492 acres brutos.

La formación de Caballos es un yacimiento que contiene cuatro grandes paquetes de arena y se interprete que tiene un contacto agua-petróleo fuertemente inclinado que oscila entre una profundidad de 5.200 pies bajo el mar en la parte norte del campo y 6.200 pies bajo el mar en el sur. Este acuífero le brinda soporte de presión al yacimiento de Caballos, como lo demuestran las presiones relativamente inalteradas desde 1980. Adicionalmente, el yacimiento del fluido de Caballos está graduado composicionalmente, variando en condiciones originales desde un crudo de 29° API negro convencional en posiciones estructuralmente bajas, aumentando hasta aproximadamente un crudo de 45° API con profundidad decreciente y culminando en una región de gas condensado en la parte más alta del yacimiento. El fluido complejo combinado con el contacto inclinado y la naturaleza estructural del yacimiento resulta en un sistema que tiene diversos mecanismos de empuje que ocurren simultáneamente. Los yacimientos de “Empuje por combinación” (por empuje por agua, empuje por gas en solución, y por capa de gas) tienden a presentar altas eficiencias en materia de recuperación. La producción total acumulativa de la zona de Caballos, de aproximadamente 193 MMbbl, es considerablemente inferior al promedio para un campo de este tipo. Para aumentar la producción actual, Petrominerales está empleando una combinación de técnicas de recuperación primario de etapa tardía, tales como la perforación de pozos interespaciados, cambiando de extracción con gas a extracción con bombas eléctricas sumergibles, y volver a completar los pozos para aumentar el caudal de afluencia de petróleo.

Al 31 de diciembre de 2010, el campo de Orito había producido aproximadamente 234 MMbbl, incluyendo aproximadamente 193 MMbbl de la zona de Caballos, el más importante de los tres yacimientos de Orito. La mayoría de los gastos de la compañía hasta la fecha se han destinado al área de Caballos. La compañía planea además completar las operaciones de prueba de la formación de Villeta encontrada en el pozo de exploración Congo-1 perforado en el vecino Bloque Las Águilas, y ha iniciado una inyección de agua piloto en la zona más panda de Pepino. La gerencia de Petrominerales considera que el campo de Orito ofrece numerosas oportunidades para crear valor a través de perforación de pozos interespaciados, ampliación del campo, mejoras de las instalaciones, recuperación secundaria y otras técnicas de mejora cuya eficacia ha sido probada en Canadá y en otros lugares.

En 2010, la producción bruta del campo de Orito promedió 5,798 bbl/d y la producción de línea base promedió 2,222 bbl/d, lo cual se tradujo en una producción incremental promedio de 3,576 bbl/d (participación efectiva en la explotación de 2,825 bbl/d para la compañía antes de la deducción de una regalía del ocho por ciento). El pronóstico de producción de línea base es:

Orito Field Baseline Production Forecast Year (bbl/d) 2011 2,119 2012 2.022 2013 1,934 2014 1,855 2015 1,781 2016 1,713 2017 1,649 2018 1,590 2019 1,535 2020 1,483

66

2021 1,432 2022 1,385 2023 562

El campo de Orito es operado por Ecopetrol y al 31 de diciembre de 2010, había 62 pozos en producción. Petrominerales ha perforado 27 pozos en Orito hasta la fecha.

Campo de Neiva

El Campo de Neiva en la Cuenca del Alto Magdalena se ubica aproximadamente a 300 kilómetros al noreste de Orito. Neiva cuenta con yacimientos multizona pandos que facilitan la perforación de explotación de bajo riesgo. El yacimiento de Neiva consiste en secuencias de arena – pizarra bituminosa que totalizan hasta 1.500 pies de pago bruto en las zonas de Honda y Doima/Chicoral.

Petrominerales posee 2,395 acres brutos (1.653 acres netos) de tierra en Neiva de conformidad con un CPI que vence en junio de 2023. El campo de Neiva es operado por Ecopetrol y el 31 de diciembre de 2010, había 106 pozos en producción. Para finales de 2010, Petrominerales había perforado 59 pozos en Neiva.

En 2010, la producción promedio diaria en el campo de Neiva era de 6.807 bbl/d y la producción de línea base promedió 1,833 bbl/d, lo cual se tradujo en una producción incremental promedio de 4.974 bbl/d (3.432 bbl/d de participación efectiva en la explotación para la Compañía antes de la deducción de una regalía del ocho por ciento). El pronóstico de producción de línea base es el siguiente:

Orito Field Baseline Production Forecast Year (bbl/d) 2011 1,723 2012 1,621 2013 1,524 2014 1,433 2015 1,348 2016 1,267 2017 1,192 2018 1,121 2019 1,054 2020 991 2021 932 2022 876 2023 348

5.2.1.2 CONTRATOS CON LA ANH

PCL tiene una participación del 100% en todos sus Contratos de Exploración y Producción con la ANH.

Cuenca Profunda de los Llanos

Bloque

Área (acres brutos)

Participación Efectiva (%)

Fecha Efectiva del Contrato

Número Fase Actual

Fecha de Expiración de la Fase Actual Compromisos Actuales

Corcel 79,815 100% 02-Jun-05 6 1-Jun-11 Un pozo exploratorio (hecho)

Guatiquia 26,349 100% 28-Ag-07 4 27-Ag-11 Un pozo exploratorio (hecho)

67

Notas:

1. La duración de la fase depende de la certificación de las comunidades.

2. Corresponde al compromiso Fase 1. La Fase 0 corresponde a la certificación de las comunidades.

Corcel (79.815 acres)

El Bloque Corcel está ubicado en la Cuenca de los Llanos y se rige por un contrato suscrito con la ANH el 2 de junio de 2005. El contrato está actualmente en su sexta fase de exploración.

En 2006, Petrominerales adquirió 47 km2 de sísmica 3D sobre la parte sudoeste de Corcel, que representan aproximadamente el 15 por ciento del área de los bloques. A partir de esta sísmica 3D inicial, el primer pozo de descubrimiento, Corcel A1, se perforó en julio de 2007. Posteriormente, la compañía ha adquirido sísmica 3D sobre el bloque restante y la actividad de perforación se ha traducido en siete zonas de descubrimiento y explotación a partir de la perforación de un total de 19 pozos de exploración o desarrollo. Con el fin de manejar y procesar la producción, Petrominerales ha construido una instalación central de procesamiento en el Bloque.

La producción acumulativa en el bloque hasta el 31 de diciembre de 2010 fue de 12.6 millones barriles y promedió 15.537 bbl/d en 2009 y 9.198 bbl/d en 2010. La producción acumulativa por área de explotación hasta el 31 de diciembre de 2010 fue de 4,8 millones de barriles para Corcel A, 3,9 millones de barriles para Corcel C, 2.3 millones barriles para Corcel D, 0,7 millones de barriles para Boa, 0,7 millones de barriles para Corcel E, y 0,2 millones de barriles para Caruto. Los ingenieros de reserva independientes asignaron 9,6 millones de barriles de reservas probadas más probables remanentes en Corcel al 31 de diciembre de 2010.

La Compañía considera que hay una importante prospectividad hidrocarbonífera remanente en el Bloque. La Compañía cuenta con más de 25 prospectos de exploración en su inventario de prospectos y planea contar con dos plataformas de perforación operando entre los bloques Corcel y Guatiquia en 2011.

Si bien el potencial definitivo del bloque se definirá a través de pruebas a largo plazo y perforación adicional, Corcel constituye un descubrimiento significativo que ha ampliado el horizonte petrolero de la Cuenca Llanos Profunda.

El Bloque Corcel está sujeto al otorgamiento de un ocho por ciento de las utilidades netas al propietario original. Este es el único interés de terceros que afecta a los bloques de exploración y producción de Petrominerales. El NPI de Corcel se calcula aplicando el ocho por ciento a la utilidad neta, si es positiva. La utilidad neta se calcula sustrayendo de las ventas de petróleo los siguientes costos: regalías, transporte, gastos operativos, una asignación para gastos generales y gastos de capital. La cuenta NPI es un saldo acumulativo y ningún valor es pagadero cuando la cuenta tiene un saldo negativo.

El 9 de marzo de 2011 la Compañía completó la perforación del pozo Guatin-1. El pozo exploratorio fue perforado a una profundidad de 13,402 pies y se esta realizando un workover para el recobro del crudo.

La compañía inició el 25 de marzo de 2011 la perforación del pozo exploratorio Macapay-1. El pozo alcanzó una profundidad total de 13,772 pies el 5 de mayo de 2011. Actualmente se encuentra en etapa de completamiento. La Compañía espera resultados en Junio 2011.

Bloque 25 169,805 100% 16-Feb-09 1 24-Ag-12 138 km sísmica 2D + 55 km2 sísmica 3D + un pozo exploratorio

Bloque 31 163,903 100% 16-Feb-09 1 15-Feb-12 148 km sísmica 2D (hecho) + Dos pozos exploratorios

Bloque 59 131,289 100% 15-Mar-11 1 (1) 303 km2 sísmica 3D + cuatro pozos exploratorios

Bloque 15 63,114 100% 15-Mar-11 1 (1) 101 km2 sísmica 3D + dos pozos exploratorios

634,275

68

Guatiquia (26.349 acres)

El Bloque Guatiquia está ubicado en la Cuenca de los Llanos y es contiguo a la esquina suroeste del Bloque Corcel. El Bloque se rige por un contrato con la ANH suscrito el 28 de agosto de 2007, y está actualmente en su cuarta fase de exploración.

En 2008, la Compañía completó un programa de sísmica 3D de 40 km2 sobre el bloque, inmediatamente al sudoeste y adyacente al descubrimiento Corcel. Dos pozos de exploración se perforaron en el bloque en 2009. El primer pozo, Percherón-1, descubrió petróleo crudo pesado en la parte superior de la formación Lower Sand 1. El Segundo pozo, Candelilla-1, hizo un importante descubrimiento de petróleo crudo liviano en la formación Lower Sand 3.

Candelilla-1 fue puesto en producción a comienzos de 2010 y Petrominerales realineó su programa de perforación para perforar tres pozos de seguimiento en su descubrimiento Candelilla. El descubrimiento Candelilla posibilitó un aumento dramático en la producción de la Compañía en 2010, la cual promedió 19.901 bbl/d. Adicionalmente, Petrominerales hizo otro descubrimiento, Yatay-1, a finales de 2010. Al 31 de diciembre de 2010, la producción acumulativa en el bloque era de 7,3 millones de barriles y los ingenieros de reserva independientes habían asignado 18,9 millones de barriles de reservas probadas más probables remanentes en Guatiquia.

En 2010, la Compañía adquirió sísmica adicional sobre la totalidad del bloque Guatiquia. El plan inicial para el bloque Guatiquia en 2011 es perforar un pozo de exploración, Azalea, y completar la interpretación de los nuevos datos sísmicos.

El 8 de febrero de 2011 se perforó el pozo Candelilla-5 con una profundidad alcanzada de 12,170 pies. Candelilla-5 se encuentra encontró la formación Guadalupe desde la cual se encuentra produciendo el pozo Candelilla-4. El pozo inició producción el 9 de marzo de 2011 con una producción promedio de 2,500 bblpd

Después de los resultados obtenidos en Candelilla-5, la Compañía inició la perforación del pozo Azalea-1, la cual busca una formación diferente al suroeste del descubrimiento en Candelilla. El pozo alcanzo una profundidad de 12,170 pies medidos el pasado 8 de abril de 2011.

Bloque 25 (169.805 acres)

El Bloque 25 está ubicado en la Cuenca de los Llanos, inmediatamente al sudoeste y limítrofe con el campo Cusiana-Cupiagua que ha producido más de mil millones de barriles hasta la fecha. El Bloque se rige por un contrato con la ANH que fue suscrito el 16 de febrero de 2009, y está actualmente en la primera de dos fases de exploración.

En 2011, Petrominerales está planeando emprender un programa de perforación de exploración de dos pozos en el Bloque 25. Estos pozos son importantes, puesto que serán los pozos más profundos perforados en Colombia por Petrominerales y buscan grandes acumulaciones de hidrocarburos.


El Bloque 31 está ubicado en la Cuenca de los Llanos e inmediatamente al sur del Bloque 25 e inmediatamente al norte y adyacente a nuestro Bloque Corcel. El Bloque se rige por un contrato con la ANH suscrito el 16 de febrero de 2009, y está actualmente en la primera de dos fases de exploración.

Petrominerales adquirió 144 km² de sísmica 3D en el Bloque 31 en 2010, satisfaciendo así el compromiso sísmico para el bloque. Con base en la interpretación sísmica, la Compañía ha identificado diversos prospectos de exploración y planea perforar sus primeros pozos de exploración en el Bloque en 2011. Adicionalmente, un programa de adquisición sísmica 3D de 239 km2 está previsto para el 2011.

69


El Bloque 59 está ubicado en la Cuenca de los Llanos y se encuentra al norte de los campos petroleros de Apiay y Castilla, cada uno de ellos con una producción estimada de más de 400 millones de barriles de de petróleo. El Bloque se rige por un contrato con la ANH suscrito el 15 de marzo de 2011, y está actualmente en la fase cero de tres fases de exploración.

Los compromisos de trabajo de la primera fase incluyen gastar $24,2 millones a lo largo de tres años con el fin de adquirir al menos 303 km2 de sísmica 3D y perforar cuatro pozos de exploración. El Bloque cuenta con más de 500 km de sísmica 2D existente, de los cuales varias leads ya han sido identificadas. La compañía está planeando actualmente un proyecto de sísmica de 340 km2 en el bloque, cuyo inicio está previsto para el segundo semestre de 2011.


El Bloque 15 está ubicado en la Cuenca de los Llanos y al noreste de los campos de petróleo de Cusiana-Cupiagua. El Bloque se rige por un contrato con la ANH suscrito el 15 de marzo de 2011 y está actualmente en la fase cero de tres fases de exploración.

Los compromisos de trabajo de la primera fase incluyen gastar $10,0 millones a lo largo de tres años con el fin de adquirir al menos 101 km2 de sísmica 3D y perforar dos pozos de exploración. En 2011, la Compañía planea reprocesar la sísmica existente en el bloque y planea el programa de adquisición sísmica, cuyo inicio está previsto para el 2012.

Central Llanos Basin

Mapache (107.861 acres)

El Bloque Mapache Bloque está ubicado en la Cuenca de los Llanos. Este Bloque se rige por un contrato con la ANH suscrito el 31 de agosto de 2006, y está actualmente en su cuarta fase de exploración.

Petrominerales ha perforado cuatro pozos de exploración y ha adquirido 133 km2 de sísmica 3D en el Bloque. Se hicieron tres descubrimientos de petróleo, Mapache-1 y Mirasol-1, en el primer trimestre de 2009, y Manzanillo-1 en el primer trimestre de 2010. La producción acumulativa en el Bloque fue de 0,6 millones de barriles hasta el 31 de diciembre de 2010.

En 2011, la compañía planea perforar un pozo, Disa-1, y adquirir 154 km2 adicionales de sísmica 3D.

Bloque




Número Fase Actual

Fecha de Expiración de la Fase Actual

Compromisos Actuales

Mapache 107,861 100% 31-Ag-06 4 29-Jun-11 Un pozo exploratorio

Casimena 107,704 100% 03-Nov-05 6 02-Nov-11 Un pozo exploratorio (hecho)

Castor 108,741 100% 14-Nov-06 4 13-Jun-11

Adquirir & procesar 120km2 de sísmica 3D

Casanare Este 78,815 100% 02-Jun-05 6 01-Jun-11

Adquirir & procesar 100km2 de sísmica 3D

403,121

70

En marzo de 2011 la Compañía perforó el pozo Disa-1 con una profundidad de 8,210 pies. Debido a los resultados obtenidos durante el la perforación, este pozo se encuentra como posible pozo productor. Casimena (107.704 acres)

El Bloque Casimena está ubicado en la Cuenca de los Llanos. El Bloque se rige por un contrato con la ANH suscrito el 3 de noviembre de 2005, y está actualmente en su sexta fase de exploración.

Petrominerales ha perforado cuatro pozos de exploración y ha adquirido 235 km2 de sísmica 3D en el Bloque. El primer pozo de exploración estaba seco y fue abandonado. El segundo pozo de exploración hizo el descubrimiento Yenac en abril de 2010. Yenac-2 fue el tercer pozo perforado y fue puesto en producción en diciembre de 2010 a un ritmo de 2.900 bbls/d. El Cuarto pozo, el pozo Mantis-1, se perforó en el cuarto trimestre de 2010 y fue puesto en producción en enero de 2011 a una tasa de 1.800 bbl/d.

En 2011, la Compañía planea delinear aun más los descubrimientos Yenac y Mantis con perforación de evaluación adicional.

En enero de 2011 la compañía se realizo descubrimiento de Mantis-1. Actualmente se están realizando trabajos de workover y la Compañía espera que entren en operación el segundo trimestre de 2011.

Castor (108.741 acres)

El Bloque Castor está ubicado cerca de varios campos productores de petróleo en la Cuenca de los Llanos y directamente al norte de Casanare Este. El Bloque se rige por un contrato con la ANH suscrito el 14 de noviembre de 2006, y actualmente está en su cuarta fase de exploración.

Petrominerales ha perforado dos pozos de exploración y ha adquirido 150 km2 de sísmica 3D en el Bloque. Los primeros pozos de exploración estaban secos y fueron abandonados. El segundo pozo hizo el descubrimiento Capybara en 2010, el cual probó contener petróleo a una tasa de 650 bbl/d. La Compañía ha reinterpretado nuestro conjunto de datos de sísmica 3D existente incorporando los datos del pozo Capybara-1. Con base en esta reinterpretación, se planea un segundo pozo Capybara arriba del descubrimiento Capybara-1. Al 31 de diciembre de 2010, los ingenieros de reserva independientes le asignaron 2,8 millones de barriles de petróleo probados más probables a este descubrimiento.

En 2011, la Compañía planea perforar Capybara-2 y adquirir 154 km2 adicionales de sísmica 3D.

En este primer trimestre de 2011, la Compañía perforo el pozo Capybara-2 con una profundidad total de 11,880 pies. Este pozo arrojó pruebas de producción a tasa de 4,000 bopd de 20 grados API.

Bloque Casanare Este (78.815 acres)

El Bloque Casanare Este está ubicado cerca de diversos campos productores de petróleo en la Cuenca de los Llanos y directamente al sur de Castor. El Bloque se rige por un contrato con la ANH suscrito el 2 de junio de 2005, y actualmente está en su sexta fase de exploración.

Petrominerales ha perforado tres pozos de exploración y ha adquirido 129 km2 de sísmica 3D en el Bloque.

Recientemente la Compañía adquirió 116 km2 de sísmica 3D con el fin de evaluar mejor los prospectos de la zona.

Bloques de Petróleo Crudo Pesado en la Cuenca de los Llanos

Bloque




número Fase Actual


Compromisos Corrientes

71

Río Ariari (524,426 acres), Chiguiro Oeste (125,952 acres) y Chiguiro Este (178,272 acres)

Colectivamente Petrominerales posee 818.650 acres en tres bloques en la región de petróleo crudo pesado de la Cuenca de los Llanos. Cada uno de estos Bloques se rige por un contrato con la ANH suscrito en 2007 y cada uno de los bloques está actualmente en su cuarta fase de exploración.

Petrominerales ha adquirido 576 km de datos sísmicos 2D, 112 km2 de datos sísmicos 3D y ha perforado ocho pozos de exploración.

De los pozos de exploración perforados, cuatro han sido pozos de petróleo exitosos o han recuperado petróleo crudo pesado durante las operaciones de prueba, a saber: Río Ariari-1, Mochelo 1, Avellana-1, y Asarina-1. Los resultados de las pruebas están pendientes para los pozos Borugo y Anturio. La Compañía planea perforar siete pozos adicionales durante el 2011. Dos de estos siete pozos pueden ser pozos horizontales perforados desde pads existentes. En el bloque Río Ariari, se planean 368 km2 adicionales de sísmica 3D durante el 2011 con el fin de ayudar a delinear los descubrimientos existentes. El objetivo del programa de exploración de petróleo crudo pesado de 2011 es identificar y cuantificar con mayor detalle el potencial del recurso y formular un plan de desarrollo comercial.

La Compañía completó recientemente la adquisición de 85 km2 de sísmica 3D en el bloque Chiguiro Este y puede adquirir hasta 134 km2 de sísmica 3D en el Bloque Chiguiro Oeste. En Chiguiro Este, la compañía está planeando perforar un pozo de exploración en 2011.

En marzo de 2011 la compañía perforo el pozo Heliconia-1, con una profundidad de 5,300 pies. Las pruebas indicaron presencia de hidrocarburos que promediaron una producción de 176 bopd a 9 grados API. Posterior a esto, la Compañía realizó la perforación del pozo Acanto-1 donde se encontraron 52 pies de área con presencia de hidrocarburos.

Cuenca del Magdalena Medio

Antorcha

El Bloque Antorcha está ubicado cerca de diversos campos productores de petróleo e infraestructura petrolera en la Cuenca del Magdalena Medio. El Bloque se rige por un contrato con la ANH suscrito el 30 de noviembre de 2007, y está actualmente en su tercera fase de exploración.

Con la adquisición de PanAndean en 2010, Petrominerales adquirió la propiedad sobre el Bloque Antorcha. La Compañía perforó un pozo de exploración en 2010 y lo abandonó sin pruebas. En 2011, los planes de la Compañía para el Bloque pueden incluir perforar otro pozo, completar un programa de sísmica 2D, o perforar dos pozos estratigráficos.

Chiguiro Este 178,272 100% 14-Jun-07 3&4 11-Jun-11

Adquirir y procesar 80km2 de sísmica 3D y un pozo exploratorio

Chiguiro Oeste 125,952 100% 20-Abr-07 4 19-Oct-11 Adquirir y procesar 59km2 de sísmica 3D

Río Ariari 514,426 100% 20-Abr-07 3&4 19-Oct-11 Cuatro pozos exploratorios (hecho)

818,650

Bloque




Número Fase Actual



Antorcha 87,383 100% 30-Nov-07 3 14-Aug-11 Un fondo exploratorio

72

Putumayo Basin

Las Águilas (32,215 acres)

El Bloque Las Águilas está ubicado en la Cuenca del Putumayo al oeste y sur de Orito, el mayor campo petrolero de la Cuenca del Putumayo. El Bloque se rige por un contrato con la ANH suscrito el 29 de octubre de 2005, y está actualmente en su cuarta fase de exploración.

Petrominerales ha perforado un pozo de exploración y ha adquirido 19 km2 de sísmica 3D en el Bloque. En 2008, el pozo de exploración Conga-1 probó contener tasas fluctuantes de flujo de petróleo desde la formación de Caballos a través de una culminación de bombeo a chorro. En noviembre de 2008, una torre de perforación de re acondicionamiento para petróleo crudo pesado fue movilizada con el fin de reanudar las operaciones de prueba; sin embargo, el 20 de noviembre de 2008 una huelga general en el Putumayo obligó a la Compañía a suspender sus actividades en esta zona. Nuevas actividades de exploración en 2009 y en 2010 fueron suspendidas.

En 2011, la compañía planea completar un programa de perforación de dos pozos, incluyendo un pozo que busca una locación arriba del descubrimiento Conga-1.

5.2.1.3 PROPIEDADES EN PERÚ

Bloques de Exploración – Perú

Bloque



Fecha Efectiva

Número Fase Corriente


Compromisos Corrientes

CuencaUcayali

Bloque 126 2,636,506 80% 20-Dec-07 3 21-Dec-12 Un pozo exploratorio o 250 EWU

Bloque 114* 1,904,510 30% 06-Sep-06 3 03-Jan-13 Un pozo exploratorio

Bloque 131* 2,447,510 30% 19-Jan-08 2 16-Aug-11

Adquirir, procesar e interpretar 300km de sísmica 2D

Bloque 161* 1,215,225 80% 15-Jun-09 2 02-Mar-12


8,203,751

Cuenca Titicaca

Bloque 141* 1,277,268 80% 19-Jan-08 2 02-May-11


Perú - Total Área 9,481,019

* La propiedad en estos bloques se encuentra a través de Panandean Perú Sucursal Perú

Bloque




Número Fase Actual



Las Águilas 32,215 100% 21-Oct-05 3&4 10-Nov-11

Dos pozos exploratorios + 8 km2 de sísmica 3D

73

Bloque 126 (2,6 millones de acres)

Petrominerales es el operador y posee una participación efectiva en la explotación del 80% en el Bloque 126 en la Cuenca Ucayali. El Bloque se rige por un contrato de licencia con PeruPetro.

Petrominerales, junto con su socio en el joint venture, ha adquirido 150 km2 de sísmica 3D y 50 km de sísmica 2D en el Bloque. En 2011, la Compañía está planeando iniciar un programa de hasta tres pozos de exploración. Actualmente, la Compañía se encuentra trabajando en la construcción de bases logísticas e instalaciones necesarias como parte del programa de perforación.

La Compañía contrató los servicios de un taladro para la perforación de 3 pozos, como parte de su plan de exploración. Actualmente se encuentran adelantando la consecución de los equipos claves y la construcción de la base logística. La Compañía espera iniciar su programa de exploración en el cuarto trimestre de 2011.


Petrominerales posee una participación efectiva en la explotación del 30% en el Bloque 114 en la Cuenca Ucayali. El bloque se rige por un contrato de licencia con PeruPetro y está en la segunda fase de exploración, la cual incluye 150 unidades de trabajo de exploración. El operador del Bloque ha iniciado un programa para obtener más de 260 km de sísmica 2D durante el 2011.

El operador del Bloque está obligado a pagar la proporción de Petrominerales de los costos para la fase sísmica actual, el primer pozo exploratorio, y la mitad de los costos asociados con la perforación del segundo pozo exploratorio.


Petrominerales tiene una participación del 30% en el Bloque 131, ubicado en la cuenca Ucayali. El Bloque se rige por un contrato de licencia con PeruPetro y está actualmente en la segunda fase de exploración. Esta fase incluye 300 unidades de trabajo de exploración.

El operador del Bloque está planeando 304 kilómetros de sísmica 2D en 2011. El operador del Bloque está obligado a pagar la proporción de Petrominerales de los costos de la fase sísmica actual, el primer pozo exploratorio, y la mitad de los costos asociados con la perforación del segundo pozo exploratorio.


La Compañía tiene una participación del 80% en el Bloque 161, ubicado en la cuenca Ucayali. El Bloque se rige por un Contrato de Licencia con PeruPetro y está actualmente en la segunda fase de exploración. Esta fase incluye 376 unidades de trabajo de exploración. La compañía está planeando el siguiente programa de trabajo: (i) adquirir 350 km de sísmica 2D (ii) elaborar un informe de geología y geofísica que incorpore toda la información existente para marzo de 2013 y (iii) la culminación de un estudio de impacto ambiental correspondiente.

Bloque 141 (1,3 millones acres)

La Compañía tiene una participación del 80% en el Bloque 141, ubicado en la cuenca Titicaca. El Bloque se rige por un Contrato de Licencia con PeruPetro y está actualmente en la segunda fase de exploración. Esta fase incluye 150 unidades de trabajo de exploración. La compañía está planeando el siguiente programa de trabajo: (i) adquirir 300 km de sísmica 2D (ii) elaborar un informe de geología y geofísica que incorpore toda la información existente para marzo de 2012 y (iii) la culminación de un estudio de impacto ambiental correspondiente.

74

5.2.1.4 PRINCIPALES CONTRATOS

La producción del petróleo crudo de la compañía es vendida, según lo determinado por precios basados en el mercado ajustados por diferenciales de calidad, a 6 contrapartes. En 2009, la Compañía le vendió el 36% de su producción a Ecopetrol (2009 – 77%), el 23% a BP (2009 – 0%) y el 41% a las cuatro contrapartes restantes.

Contratos de Venta – Cuenca de los Llanos

Petrominerales celebra contratos de venta con diversos compradores de petróleo en virtud de los cuales la Compañía transporta el petróleo destinado a la venta a las estaciones de entrega especificadas en cada contrato de venta. Los precios recibidos por Petrominerales de conformidad con los contratos de venta se basan generalmente en el precio WTI promedio para el mes de entrega ajustado por un diferencial de calidad, tarifas de comercialización y costos de transporte por oleoducto. El diferencial de calidad se basa generalmente ya sea en el descuento (prima) Caño Limón promedio relativo al WTI (para el petróleo crudo de mayor gravedad API) o en el descuento (prima) Vasconia Blend al WTI (para petróleo crudo API medio). Las tarifas de comercialización son un costo fijo por barril, y los costos de transporte por oleoducto varían en función de la estación de descarga a la cual se entrega el petróleo.

En 2010, la Compañía transportó su petróleo de la Cuenca de los Llanos a diversos puntos de entrega a un costo promedio de $7.51/bbl y realizó un precio promedio de $73.08/bbl.

Contratos de Ventas – Orito y Neiva

La producción de petróleo de Orito de la compañía se vende en la cabeza de pozo de conformidad con un contrato de ventas con Ecopetrol. De acuerdo con los términos de este contrato, el precio recibido por cada barril de petróleo vendido se calcula con base en el precio WTI promedio en el mes de producción menos el diferencial promedio del Colombian South Blend (puerto de Tumaco) relativo al WTI mes +1, ajustado por diferencias de calidad, menos las tarifas de comercialización y transporte por oleoducto. El precio realizado en Orito fue de $72,64 en 2010.

La producción de petróleo de Neiva de la Compañía se vende en la cabeza de pozo a través de un contrato de ventas con un tercero, en virtud del cual el precio recibido se basa en el precio de exportación real del comprador, el cual usualmente se negocia sobre la base del WTI ajustado por un descuento o prima Vasconia Blend, diferencias de calidad y menos tarifas de comercialización y transporte por oleoducto. El precio del petróleo realizado de Neiva fue de $73,83/bbl en 2010.

Precios y Diferenciales del Petróleo

La siguiente tabla ilustra el diferencial promedio comparado con el WTI para algunos petróleos crudos de Colombia.

Precio WTI Mensual Promedio y (Descuento) Prima US$/bbl

Mes – 2010 WTI South Blend Vasconia Cusiana Castilla

Caño Limon

Enero 78.40 (2.52) (3.03) (0.51) (7.86) (1.95)

Febrero 76.45 (1.64) (3.55) (0.84) (8.20) (1.18)

Marzo 81.29 (1.99) (5.95) (1.12) (9.36) (1.72)

Abril 84.58 (6.40) (5.50) (0.59) (10.61) (1.52)

Mayo 74.12 (6.18) (2.51) 0.27 (11.18) (0.20)

Junio 75.40 (3.17) (2.15) (0.27) (10.09) (0.45)

Julio 76.38 (2.03) (2.86) (0.50) (8.65) (1.01)

Agosto 76.67 (1.92) (2.85) (0.44) (8.46) (1.36)

Septiembre 75.55 (2.20) (1.68) 1.26 (8.52) (0.95)

Octubre 81.97 (1.93) (1.31) 1.90 (8.79) (0.63)

Noviembre 84.31 (1.39) (1.94) 1.26 (8.40) (1.29)

75

Diciembre 89.23 (2.95) (1.36) 1.55 (8.94) (0.84)

Promedio 2010 79.53 (2.86) (2.89) 0.16 (9.09) (1.09)

Mes – 2011

Enero 89.58 1.85 0.30 2.87 (6.95) 0.80

Febrero 89.74 2.01 6.42 10.16 (2.52) 7.00

Inversiones en Oleoducto y Descarga de Petróleo

El acceso a las estaciones de descarga y a los oleoductos es importante para la producción creciente en la Cuenca de los Llanos.

El 11 de noviembre de 2010, Petrominerales acordó invertir US$99,5 millones a cambio de una participación accionaria del 9,65% en el Oleoducto Bicentenario de Colombia (“OBC”). El objetivo del proyecto OBC es construir y operar un oleoducto de uso privado entre Casanare y Coveñas, el cual tendrá 960 kilómetros de longitud y una capacidad final de 450.000 barriles diarios de petróleo. El oleoducto será el mayor de su clase en Colombia y se desarrollará en tres fases. La primera fase, la cual unirá a la estación Araguaney en Casanare con Banadia in Arauca, y tendrá un costo estimado de US$1.031 miles de millones (neto $99,5 millones para Petrominerales) y su culminación está prevista para finales de 2011. Una vez culminados los estudios financieros y técnicos para las fases posteriores, la Compañía tendrá la opción de participar en las fases dos y tres con el fin de conservar su titularidad proporcional. El costo actual estimado de las fases dos y tres es de US$3,1 billones, y se prevé que todas las fases estén finalizadas para diciembre de 2012.

En noviembre de 2008, la Compañía celebró un contrato para construir una instalación de descarga adyacente al Bloque Corcel a cambio del derecho preferente para entregar hasta 20.000 barriles diarios de petróleo iniciales a la instalación. La vigencia del contrato es de 15 años, a lo largo de los cuales los derechos de Petrominerales a entregar petróleo disminuirán por etapas, hasta una cifra final de 10.000 barriles diarios de petróleo, ya sea en 2020 (10 años contados a partir del inicio de las operaciones de la instalación) o una vez que 29,4 millones barriles de petróleo hayan sido entregados a la instalación, lo que ocurra primero, como lo ilustra la siguiente tabla.

Límites de Entrega de Petróleo de Petrominerales en Monterrey

Año bbl/d

1 (2010) 20.000*

2 18.000

3 14.857

4 14.857

5 14.857

6 10.000

Posteriores 10.000

Durante los 10 años contados a partir del inicio de las operaciones de la instalación o una vez alcanzado el límite de 29,4 millones barriles, lo que ocurra primero, se le cobrará a Petrominerales un arancel para cubrir los costos de operación y mantenimiento de la instalación de descarga, así como un arancel reducido de $0,34 por barril por concepto del uso del oleoducto desde el punto de inyección hasta la estación El Porvenir. Después de alcanzarse el nivel de entrega umbral, a Petrominerales se le cobrará un arancel equivalente al 75 por ciento de las tarifas de mercado entonces vigentes cobradas a terceros por usar el oleoducto y la instalación de descarga en Monterrey.

*El primer año de entrega comenzó en abril de 2010. Debido a las limitaciones generales de la capacidad del oleoducto experimentadas en la Cuenca de los Llanos en 2010, Petrominerales entregó un promedio de 11,815 bopd en 2010.

76

5.3 OPERACIONES CON ACCIONISTAS

Con anterioridad a la Reorganización del 31 de diciembre de 2010, Petrominerales tenía un Contrato de Servicios Técnicos y un Contrato de Servicios Administrativos con Petrobank, para partidas tales como servicios geológicos, geofísicos y de ingeniería prestados por Petrobank a la Compañía. Luego de la Reorganización las compañías no están relacionadas. El pasado 31 de diciembre de 2010, Petrobank Energy and Resources Ltd. distribuyo su 65% de propiedad en Petrominerales a sus accionistas. La Compañía tenía un acuerdo de servicios de gestión con Petrobank en la que le proporciona servicios empresariales, jurídicos, de administración, financieros, de tesorería, contabilidad, tecnología de la información, recursos humanos y espacio de oficinas a los empleados Petrominerales ubicados en Calgary, Alberta. Como resultado de la distribución de acciones, las empresas ya no se encuentran relacionadas.

6. ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL DEL EMISOR

6.1 ESTRUCTURA ORGÁNICA

El siguiente cuadro refleja la estructura de PCL:

Junta Directiva

Presidente y CEO

Corey Ruttan

Vicepresidente

Nuevos

Negocios

Allen E. Knight

Vicepresidente

Desarrollo

Organizacional

Jeffrey Chant

COO

John (Jack) Scott

Vicepresidente

Financiera

Tannya Morales

Vicepresidente de

Exploracion

Erik Lyngberg

Vicepresidente de

Serv. y Logistica

Ruben Cano

CFO

Kelly Sledz

Fuente: Annual Information Form Petrominerales

6.2 JUNTA DIRECTIVA

6.2.1. MIEMBROS DE LA JUNTA DIRECTIVA

La siguiente tabla contiene los nombres y sitios de residencia de los directores de PCL, junto con breves biografías, la fecha en que fueron nombrados en la Junta Directiva de PCL y su principal ocupación durante los últimos cinco años.

Nombre y Municipio de Residencia Director Desde Principal Ocupación en los Pasados Cinco Años

Alastair Macdonald (1)(2)(4) Pembroke, Bermuda

Abril de 2006 El señor MacDonald ha sido el Director y el Secretario Corporativo de la Compañía desde Abril de 2006. El

77


señor MacDonald ha sido el director de Petrominerales Colombia Ltd. y de las compañías predecesoras desde la incorporación en Septiembre de 1996. El señor MacDonald ha sido el Director Ejecutivo de una compañía de asesorías financieras en Bermudas desde 1996. En el desempeño de este cargo ha sido director de numerosas compañías en el campo de exploración de petróleo y gas, así como en los campos de computadores y tecnología. Antes de esto, el señor MacDonald fue banquero en el Banco de Bermudas Ltd., donde se desempeñó como Gerente del Departamento de la Banca Privada desde Octubre de 1991 hasta Octubre de 1996. El señor MacDonald tiene una licenciatura de la Universidad McGill y una Maestría de la Universidad de British Columbia. El señor MacDonald reemplazó a Jerald Oaks en el Comité Auditor.

Kenneth R. McKinnon(1)(2) Calgary, Alberta, Canadá

mayo de 2006 Director de Petrobank Energy and Resources Ltd. desde marzo de 2000 y Director de PetroBakken desde octubre de 2009. El señor McKinnon ejerce el cargo de Vicepresidente Jurídico y Asesor Jurídico Principal de Critical Mass Inc., una compañía de diseño de sitios Web.

Jerald L. Oaks(4) Greenwood Village, Colorado, USA

mayo de 2006 Director de Petrobank desde septiembre de 1993, Ingeniero Profesional, Presidente de Oaks Resources Management Inc. desde junio de 1986.

Ernesto Sarpi(3) Nápoles, Italia

mayo de 2006 Consultor independiente desde junio de 2004 hasta mayo de 2006; Gerente de Nuevos Negocios de ENI SpA. Agip Div. desde noviembre de 1999 hasta mayo de 2004.

Enrique Umaña-Valenzuela(1)(4) Bogotá, Colombia

mayo de 2006 Consultor en negocios e inversiones desde mayo de 2005, Director de Sociedades Bolívar desde marzo de 2006, Presidente de Coinvertir – Corporación Invertir en Colombia desde julio de 1997 hasta abril de 2005.

John D. Wright(3) Calgary, Alberta, Canadá

mayo de 2006 Presidente, Gerente General y Director de Petrobank desde marzo de 2000 y Gerente General y Presidente de la

78


Junta de PetroBakken desde octubre de 2009.

Geir Ytreland(2) (3) Droebak, Noruega

mayo de 2006 Consultor independiente desde abril de 2000; Gerente General de Norsk Hydro desde marzo de 1993 hasta marzo de 2000; Gerente de Proyecto para el desarrollo de la industria petrolera de Timor Occidental desde enero de 2004.

Notas:

1. Miembro del Comité Auditor 2. Miembro del Comité de Remuneración 3. Miembro del Comité de Reservas 4. Miembro del comité de Nominaciones

6.2.2. FUNCIONES DE LA JUNTA DIRECTIVA

6.2.2.1 COMPOSICIÓN Y DURACIÓN

De acuerdo con las reglas de TSX, la Junta Directiva deberá tener por lo menos dos directores independientes. La Junta Directiva actualmente está compuesta por siete miembros, una mayoría (cinco) de los cuales se consideran independientes. El Sr. Oaks (Presidente de la Junta Directiva), McKinnon, Umaña-Valenzuela, Sarpi, y Ytreland son directores independientes. Los actuales miembros de la Junta Directiva estarán en sus cargos hasta el 31 de mayo de 2012.

El Sr. Wright no se consideraría como un director independiente por que se consideraría que tiene una “relación significativa”, según el término se describe en el Instrumento Nacional 52-110 – Comités de Auditoría (“NI 52-110”), con la Compañía, al ser un antiguo funcionario ejecutivo de la Compañía. El señor MacDonald no es considerado como un miembro independiente dentro del significado del término en NI 52-110 dado que es empleado de PCL.

6.2.2.2 REUNIONES Y DECISIONES

En principio, la Junta se reúne trimestralmente, pero puede tener reuniones adicionales cuando se considere necesario. Aunque la Junta Directiva generalmente no tiene reuniones en las que sólo participen los miembros independientes de la Junta Directiva, algunas de las reuniones de la Junta Directiva son sesiones “en cámara”, en las cuales sólo asisten los miembros independientes y no asisten ni los miembros no independientes de la Junta Directiva ni miembros de la administración.

Las reuniones de la Junta Directiva podrán celebrarse en los días, a las horas, en los lugares y de la manera como los miembros de la Junta Directiva decidan, dentro o fuera de Canadá. Los miembros de la Junta Directiva tienen derecho a ser notificados con por lo menos 48 horas de anticipación a la reunión de la Junta Directiva; sin embargo, podrá celebrarse una reunión convocada con menos de 72 horas siempre y cuando todos los directores que no asistan a la reunión hayan manifestado estar de acuerdo con que se haya convocado con menos tiempo. Las decisiones de la Junta Directiva se adoptarán por mayoría simple de los miembros de la Junta Directiva que voten en el asunto en particular, y, para estos efectos, no se tendrán en cuenta los miembros de la Junta Directiva que se abstengan de votar en la decisión particular.

79

6.2.2.3 DESCRIPCIÓN DE FUNCIONES

La Junta Directiva tiene la responsabilidad de supervisar el manejo de los negocios de la Compañía y ha delegado la responsabilidad para el manejo diario de los negocios al Presidente y CEO y otros miembros de la administración, aunque la Junta Directiva verificará el cumplimiento de los planes y objetivos de tiempo en tiempo. El Presidente y CEO trabaja con base en los objetivos corporativos previstos por el plan estratégico de la Compañía, el cual es rutinariamente revisado por la Junta Directiva.

Mientras que la Junta Directiva haya delegado la responsabilidad de la administración diaria de la Compañía a la administración, la responsabilidad de la Junta Directiva se limita a lo siguiente:

aprobar y supervisar la planeación estratégica de la Compañía a través de reportes y revisiones regulares;

identificar los principales riesgos de los negocios de la Compañía y asegurarse de que se implementen sistemas apropiados para manejar tales riesgos;

nombrar a los principales ejecutivos y establecer el plan de sucesión; y

asegurar las comunicaciones oportunas y precisas a los accionistas sobre temas financieros y sobre otros asuntos de acuerdo con las leyes aplicables.

De acuerdo con el mandato de la Junta Directiva, ésta tiene la responsabilidad de llevar a cabo las siguientes funciones:

Planes de Dirección Estratégica, Operacional, de Capital y Financieros

Exigir que el CEO le presente periódicamente a la Junta Directiva un plan estratégico para el negocio de la compañía, el cual deberá

estar diseñado para implementar la estrategia general de negocios de la Compañía;

identificar las principales oportunidades y riesgos estratégicos y operacionales del negocio de la Compañía; y

ser aprobado por la Junta Directiva como una condición previa a la implementación de tales planes;

Revisar el progreso tendiente a lograr las metas establecidas en los planes estratégicos, operacionales y de capital;

Identificar los principales riesgos de los negocios de la Compañía y adoptar los pasos necesarios para asegurar la implementación de los sistemas apropiados para manejar tales riesgos;

Aprobar los planes anuales de operación y capital;

Aprobar las emisiones adicionales de acciones ordinarias o de otros valores al público;

Monitorear el progreso de la compañía en sus metas, y revisar y modificar la dirección a través de la administración a la luz del cambio de circunstancias.

Administración y Organización

Nombrar al CEO y determinar los términos de su contrato de trabajo con la Compañía;

80

Evaluar el desempeño del CEO;

Consultando al CEO, establecer los límites de las facultades y responsabilidad de la administración al manejar los negocios de la Compañía;

Consultando al CEO, nombrar a todos los funcionarios de la Compañía, y aprobar los términos de cualquier contrato particular o a largo plazo o los términos de indemnización especial que se pacten con la administración;

Desarrollar el plan de sucesión de todos los cargos administrativos;

Suministrar asesoría y dirección a la administración.

Finanzas y Controles

Usar esfuerzos razonables para asegurar que la Compañía mantenga sistemas apropiados para administrar los riesgos de la Compañía;

Verificar si la estructura de capital de la Compañía es la adecuada;

Consultando al CEO, establecer y confirmar que los estándares éticos apropiados se cumplan por todos los funcionarios y empleados de la Compañía;

Exigir que el CEO implemente y supervise procesos y sistemas diseñados para asegurar el cumplimiento de leyes aplicables por la Compañía y por sus empleados y funcionarios;

Recomendar a los accionistas de la Compañía una firma de contadores registrada para que sea nombrada como los auditores de la Compañía;

Tomar todas las medidas necesarias para obtener las garantías razonables de que toda la información financiera relevante que se ha hecho público por parte de la Compañía (incluyendo la información anual y trimestral) represente razonablemente la situación financiera y el desempeño de la Compañía de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en Canadá.

Gobierno Corporativo

Facilitar la continuidad, efectividad e independencia a la Junta Directiva para que, entre otros:

elija los candidatos para ser elegidos en la Junta Directiva;

nombre un Presidente de la Junta Directiva que no participe en su administración;

nombre, entre los miembros de la Junta Directiva, un comité de auditoría y demás comités que ésta considere apropiados;

defina el mandato de cada comité de la Junta Directiva;

evalúe el tamaño y la efectividad de la Junta Directiva como un todo, cada comité de la Junta Directiva y cada director individualmente;

le dé una oportunidad suficiente a cada director para que consulte con un tercero externa, por cuenta de la Compañía; y

revise periódicamente la adecuación y forma de compensación de los directores.

81

6.2.3. MECANISMOS PARA GARANTIZAR LA INDEPENDENCIA

Los aspirantes a miembros independientes de la Junta Directiva, deberán cumplir, al momento de ser elegidos, la totalidad de las condiciones especiales que se enuncian a continuación

6.2.3.1 RÉGIMEN LEGAL

El TSX y las autoridades de valores canadienses tienen diferentes estándares sobre lo que se considera un director independiente.

Manual de Compañías de la Bolsa de Valores de Toronto (TSX)

De acuerdo con el Manual de Compañías de TSX, una compañía inscrita en IST debe tener por lo menos dos directores independientes. Un director independiente se define como una persona que:

no es miembro de la gerencia y está libre de intereses y de cualquier negocio o cualquier otro tipo de relación que a juicio del TSX pueda ser percibida como una relación que interfiere sustancialmente en la capacidad del director de actuar en el mejor interés de la compañía; y

es, directa o indirectamente, un tenedor beneficiario, o es un nominado o asociado de un tenedor beneficiario, de un total del 10% o menos de los votos correspondientes a todos los valores emitidos y en circulación de la compañía.

El TSX toma en cuenta todos los factores relevantes para evaluar la independencia del director. Como regla general, las siguientes personas no serían consideradas como un director independiente:

una persona que actualmente es, o que en los últimos tres años ha sido, un funcionario, empleado o proveedor de servicios de la Compañía o de cualquiera de sus subsidiarias o afiliadas; o

una persona que es funcionario, empleado o accionista mayoritario de una compañía que tenga una relación sustancial de negocios con la Compañía.

Normas de Valores Canadienses

El NI 52-110 establece los requisitos aplicables a los comités de auditorías de un ente emisor. El NI 52-110 requiere que los miembros del comité de auditoría sean independientes, e incluye una definición de quien es considerado independiente. Un director será considerado independiente si él o ella no tienen una “relación relevante” (material relationship) directa o indirecta con el ente emisor. Una “relación relevante” se define como “una relación que, en la opinión de la junta directiva del ente emisor, podría razonablemente esperarse que interfiera con el ejercicio del juicio independiente del miembro.” Para efectos de determinar la independencia, el concepto de ente emisor incluye cualquier subsidiaria o la casa matriz del ente emisor.

De acuerdo con la sección 1.14, sub-sección 3, del NI 52-110, se considera que los siguientes individuos tienen una “relación material” con el ente emisor:

un individuo que es, o ha sido en los últimos tres años, un empleado o funcionario ejecutivo del ente emisor;

un individuo cuyo familiar inmediato es, o ha sido en los últimos tres años, un funcionario ejecutivo del ente emisor;

un individuo que:

es un socio de una firma que actúa como auditor interno o externo del ente emisor,

82

es un empleado de dicha firma, o

ha sido en los últimos tres años un socio o empleado de dicha firma y personalmente trabajó en la auditoría del ente emisor durante ese tiempo;

un individuo cuyo esposo(a), hijo(a) menor o hijastro(a), o hijo(a) o hijastro(a) que comparte el hogar con dicho individuo:

es un empleado de dicha firma y participa en su auditoría, o práctica de aseguramiento o cumplimiento fiscal (excepto planificación fiscal) y participa en la práctica de auditoría, seguros o cumplimiento de impuestos (pero no en su planeación fiscal), o

ha sido en los últimos tres años un socio o empleado de dicha firma y personalmente trabajó en la auditoría del ente emisor durante ese tiempo;

un individuo que, o cuyo familiar inmediato, es o ha sido en los últimos tres años un funcionario ejecutivo de una entidad, si cualquiera de los funcionarios ejecutivos actuales del ente emisor sirve o ha servido en ese mismo tiempo en el comité de compensación de dicha entidad; y

un individuo que recibió, o cuyo familiar inmediato empleado como funcionario ejecutivo del ente emisor recibió más de US$75,000 en compensación directa de parte del ente emisor durante cualquier periodo de 12 meses dentro de los últimos tres años. Compensación directa no incluye:

cualquier remuneración por actuar como miembro de la junta directiva o de cualquier comité de la junta directiva del ente emisor, y

el recibo de sumas fijas de compensación bajo un plan de jubilación (incluyendo compensación diferida) por servicios previos al ente emisor si la compensación no depende de la continuidad del servicio; y

un individuo que:

acepta, directa o indirectamente, cualquier consulta de asesoría o cualquier otro honorario del emisor o de cualquier subsidiaria del emisor, que no sea la remuneración por actuar como miembro de la junta directiva o de cualquier comité de la junta, o como presidente o vicepresidente de medio tiempo de la junta o de cualquier comité de la junta, o

es una entidad afiliada al emisor o a sus subsidiarias.

Para efectos de lo dicho anteriormente, la aceptación indirecta por un individuo de cualquier honorario por consultoría, asesoría u otro honorario incluye la aceptación de un honorario por

El cónyuge, hijo o hijastro menor de edad de un individuo que comparta el hogar del individuo; o

Una entidad en la cual el individuo sea socio, accionistas funcionario que tenga una posición de dirección o una posición equivalente o un funcionario ejecutivo, o que ocupe una posición similar (excepto por socios comanditarios, miembros que no sean representantes legales y aquellos que ocupen posiciones similares y que, en cada caso, no tienen una actividad activa para proveer servicios a la entidad) y que presta servicios de contabilidad, consultoría, legales, de banca de inversión o de asesoría financiera al emisor o a alguna subsidiaria del emisor.

El término “socio” (empleado en los párrafos anteriores) no incluye un socio de ingreso fijo cuyo interés en la firma que actúa como auditor interno o externo del ente emisor se limita a recibir una cantidad fija de

83

compensación (incluyendo compensación diferida) por servicios previos a esa firma, si la compensación no depende de la continuidad del servicio.

No se considerará que un individuo tiene una “relación relevante” con el ente emisor solamente porque:

él o ella tuvo una relación y dicha relación terminó antes de marzo 30, 2004; o

él o ella tuvo una relación y dicha relación terminó antes de junio 30, 2005.

Tampoco se considerará que un individuo tiene una “relación relevante” con el ente emisor solamente porque el individuo o algún familiar inmediato:

haya actuado previamente como CEO interino del ente emisor, o

actue, o haya actuado previamente, como presidente o vice-presidente de la junta directiva o de cualquier comité de la junta del ente emisor a medio tiempo.

6.2.4. REQUISITOS ADICIONALES DE INDEPENDENCIA

Sin perjuicio de cualquier determinación conforme a la sección 1.4 del NI 52-110, una persona que acepta, directa o indirectamente, honorarios por consulta, asesoría u otro honorario como remuneración de parte del emisor o de cualquier entidad subsidiaria del emisor, diferente de la remuneración por actuar en calidad de miembro de la Junta Directiva o de algún comité de la junta, o como presidente o vicepresidente de la junta o de cualquier comité de la junta con una dedicación de medio tiempo; o es una entidad filial del emisor o de cualquiera de sus entidades subsidiarias, se considera que tiene una relación significativa con el emisor.

Para los propósitos de la sección 1.4 del NI 52-110 (subsección 1), la aceptación indirecta por parte de una persona de un honorario por consultoría o asesoría, u otro honorario como remuneración, incluye la aceptación de honorarios por:

el cónyuge de la persona, o su hijo o hijastro menor de edad, o el hijo o hijastro que viva en la casa de la persona; o

una entidad de la cual la persona sea socia o miembro, o funcionaria directiva, como un director administrativo o alguien en un cargo comparable, o funcionaria ejecutiva, u ocupe un cargo similar (salvo que se trate de socios con responsabilidad limitada, miembros no involucrados en la administración y aquellos que ocupen cargos similares que, en cada caso, no tengan un papel activo en la prestación de servicios a la entidad), la cual provea servicios de contabilidad, consultoría, legales, de banca de inversión o de asesoría financiera al emisor o a cualquier entidad subsidiaria del emisor.

Para los fines de la sección 1.4 del NI 52-110 (subsección 1), los honorarios como remuneración no incluyen la recepción de sumas fijas o remuneración conforme a un plan de jubilación (incluida la remuneración diferida) por servicios previos al emisor, si la remuneración no depende en forma alguna del servicio continuado.

6.2.5. VINCULACIÓN DE LOS MIEMBROS DE LA JUNTA DIRECTIVA

Ningún miembro de la Junta Directiva ejerce cargos adicionales en Petrominerales o en sus entidades vinculadas, salvo en el caso de Alastair Macdonald, quien actúa como Secretario Corporativo de la Compañía. Hasta mayo de 2010, el señor John Wright se desempeñó como presidente y CEO de Petrominerales Ltd.

6.2.6. PERSONAL DIRECTIVO Y ESTRUCTURA DEL EMISOR

La siguiente tabla contiene los nombres y municipios de residencia de los funcionarios ejecutivos de la Compañía, así como sus cargos en la Compañía y sus principales ocupaciones durante los últimos cinco años.

84

Nombre y Municipio de Residencia

Cargo Ejercido Principal Ocupación en los Pasados Cinco Años

Rubén Cano Bogotá, Colombia

Vicepresidente de Servicios y Logística

El Sr. Rubén Cano ha estado con la Compañía desde el 2007, y fue nombrado Vice-Presidente de Servicios y Logística en mayo de 2010. El Sr. Cano tiene más de 15 años de experiencia en la industria, supervisando la logística, coordinación y transporte de materiales operacionales, servicios y producción. El Sr. Cano obtuvo un título de pregrado en 1978 y obtuvo su certificado en Administración de Empresas en 1985

Jeffrey Chant Vicepresidente de Actuación Organizacional

El Sr. Jeff Chant ingresó a Petrominerales como Vicepresidente de Actuación Organizacional en septiembre de 2010. El Sr. Chant es Presidente y Director Administrativo de Arbinger Canada, y a través de Arbinger ha estado trabajando con Petrominerales desde 2008. El Sr. Chant estudió ciencias sociales, negocios, teología, educación y psicología y también tiene educación ejecutiva de la Escuela de Negocios de Harvard (Harvard Business School) y de la Escuela de Negocios de Tuck, en Darmuth (Tuck School of Business at Dartmouth).

Andrea Hatzinikolas Calgary, Alberta Canadá

Secretario Corporativo Auxiliar y Asesor Jurídico Principal

Secretario Corporativo Auxiliar de la Compañía y Asesor Jurídico Principal de la Compañía desde noviembre de 2009, Secretario Corporativo Auxiliar de la Compañía y Asesor Jurídico Principal de Petrobank desde agosto de 2008 y Secretario Corporativo de PetroBakken desde octubre de 2009. Desde febrero de 2007 hasta agosto de 2008 fue el Asesor Jurídico Principal de Petrobank. Entre 2003 y 2007, el Sr. Hatzinikolas fue abogado de una firma de abogados canadiense.

Allen Knight Calgary, Alberta Canadá

Vicepresidente, Nuevos Negocios

Vicepresidente de Nuevos Negocios de la Compañía desde noviembre de 2009. El Sr. Knight se incorporó a Petrobank en noviembre de 2008, como el Vicepresidente de Nuevos Negocios. Antes de incorporarse a Petrobank, el Sr. Knight fue Presidente of Golden Eagle Energy Inc. (una compañía privada de petróleo y gas) desde septiembre de 2005 hasta enero de 2008 y de Teal Energy Inc. (una compañía privada) desde septiembre de 1998 hasta septiembre de 2005.

Erik Lyngberg Calgary, Alberta Canadá

Vicepresidente Senior, Exploración

Vicepresidente Senior de Exploración de la Compañía desde agosto de 2008 y Geólogo Jefe de Petrominerales desde julio de 2007; Geólogo Jefe de Petrobank desde 2001. Antes de 2001, el Sr. Lyngberg ocupó varios

85



cargos en el área de exploración en varias compañías de exploración con sede en Calgary, inicialmente en Shell Canada Limited en 1984.

Alastair Macdonald Pembroke, Bermuda

Secretario Corporativo y Director

Secretario Corporativo y Director de la Compañía desde abril de 2006; Secretario Corporativo de PCL y compañías predecesoras desde septiembre de 1996; Gerente General de Western Isles Ltd. (anteriormente Triathlon Ltd.), una compañía de servicios financieros desde noviembre de 1996 hasta el presente.

Tannya E. Morales Bogotá, Colombia

Vicepresidente Financiera

Vicepresidente Financiera desde el 2010, con anterioridad a esta posición se desempeñó como Controladora Corporativa de la Compañía desde mayo de 2006; Directora Financiera para Colombia de Petrobank desde marzo de 2004. La Sra. Morales ocupó varias posiciones en EnCana Corporation, incluyendo Gerente de Finanzas para Ecuador, Gerente de Contabilidad Internacional, y Asesora Financiera Corporativa desde julio de 1998 hasta diciembre de 2003.

John (Jack) F. Scott Bogotá, Colombia

COO y Gerente de País, Colombia

Vicepresidente Ejecutivo y Gerente de País para Colombia desde mayo de 2007. Antes de incorporarse a Petrominerales, el Sr. Scott se desempeñó como Vicepresidente de Ingeniería para Eurogas Corporation, involucrado en el desarrollo del Proyecto de Almacenamiento de Gas Subterráneo Castor fuera de la costa de España y en el desarrollo de sitios fuera de las costas de Túnez. Antes de incorporarse a Eurogas, el Sr. Scott trabajaba independientemente, involucrado en el desarrollo de proyecto de diversos proyectos internacionales de petróleo y gas. Entre 1992 y 1999 ocupó varios cargos en compañías que operan en Cuba, incluyendo tres años como representante dentro del país de Premier Oil a cargo de la sede y operaciones en Cuba.

Kelly Sledz Calgary, Alberta, Canadá

CFO Vinculado con la Compañía desde enero de 2009, primero como Gerente Financiero y, desde mayo de 2010 como CFO. Anteriormente, entre febrero de 2007 y diciembre de 2008 trabajo con Mega West Energy Corp., en Calgary, Canadá, en donde se desempeño como Vicepresidente Financiero de la Compañía. Estuvo vinculado con First Calgary Petroleums Ltd. en Calgary, Canadá, entre febrero de 2004 y febrero de 2007, donde se desempeño como “controller”, ejerciendo múltiples funciones

86



relacionadas con el presupuesto de la compañía, asuntos impositivos y financiación en los mercados de capitales. Previamente, trabajó como Gerente Senior de KPMG entre 1999 y 2004, tanto en Calgary como en Bruselas, donde auditó múltiples compañías involucradas con la producción de petróleo y gas. El señor Sledz cuenta con varios años de experiencia en el área financiera de la industria de petróleo y gas.

Corey C. Ruttan Calgary, Alberta, Canadá

Presidente y CEO Presidente y CEO de la Compañía desde el 2010. Anteriormente de desempeñó como Vicepresidente Financiero y Director Financiero de la Compañía desde mayo de 2006; Vicepresidente Senior y Director Financiero de Petrobank desde noviembre de 2008; Vicepresidente Ejecutivo, Director Financiero y Director de PetroBakken desde octubre de 2009; Vicepresidente Financiero y Director Financiero de Petrobank desde mayo de 2007 hasta noviembre de 2008; Vicepresidente Financiero de Petrobank desde mayo de 2006 hasta mayo de 2007; Director de Finanzas Corporativas y Relaciones con Inversionistas de Petrobank desde julio de 2003 hasta mayo de 2007.

Fuente: Annual Information Form Petrominerales

6.2.7. SITUACIONES DE SUBORDINACIÓN

En consideración a lo establecido en el Código de Comercio, artículos 260 y 261, la Compañía en la actualidad no es una sociedad subordinada de ninguna otra ni configura con otras empresas un grupo empresarial en los términos de la ley colombiana.

6.2.8. EMPRESAS SUBORDINADAS

El cuadro a continuación ilustra las principales subsidiarias y la relación con cada una de ellas, junto a la jurisdicción donde se encuentra creada cada una de ellas.


87


A continuación se presenta la información financiera básica de estas empresas exigida por la Resolución 2375 de 2006:

Marzo 31 de 2011 (IFRS o NIFF)

NOMBRE NIT Actividad Económica

Capital

Reservas

Resultado Ejercicio Q1-2011

Dividendos Percibidos

US$

miles US$ miles US$ miles US$ miles

Petrominerales Colombia Ltd- Sucursal Colombia

830029881-1

Exploración y producción de hidrocarburos

13,354 0 80,829 0

Petrominerales Colombia Ltd (Bermudas)

No aplica


227,857 0 4,755 0

Petrominerales Perú Ltd. (Bahamas)

No aplica


0 0 -24 0

Petrominerales Perú S.A. (Perú)

No aplica


0 0 0 0

Petrominerales Orito Ltd (Bermudas)

No aplica


4 0 0 0

Petrominerales Orito Ltd (Bermudas) - Sucursal Colombia

900304408-1


1 0 0 0

Inversiones Sol del Sur

900118343-

Exploración y producción de

5,000 0 3,365 0

88

Marzo 31 de 2011 (IFRS o NIFF)

NOMBRE NIT Actividad Económica

Capital

Reservas

Resultado Ejercicio Q1-2011

Dividendos Percibidos

US$

miles US$ miles US$ miles US$ miles

SAS 4 hidrocarburos

Pan Andean Resources Ltd ( Inglaterra)

No aplica


656 0 25 0

Pan Andean Colombia Sucursal Colombia

900157954-0


2,134 0 -93 0

Pan Andean Perú SucursalPeru

No aplica


21,749 0 -2 0

Petro International Ltd. (Bahamas)

No aplica


18 0 0 0

Petrominerales Ltd (Bermudas)

No aplica


33,743 27,015 -52,075 0

304,517 27,015 36,779 0

* Todos los valores corresponden a los valores en libros

La Compañía es el resultado de la Reorganización descrita en la Sección 5.1.1. Por su lado, PCL, a través de sus compañías predecesoras, se constituyó originalmente en 1996 bajo la Ley de Sociedades Comerciales Internacionales de 2000 (Bermuda) para dedicarse a las actividades de exploración y desarrollo de petróleo en Colombia. PCL es la principal filial operativa del Emisor y ha operado como sucursal en Colombia desde 1996. La dirección registrada de PCL es Calle 116 No. 7-15 Interior 2, Piso 6, Edificio Torre Cusezar, Bogotá D.C., Colombia y se dedica a la exploración y explotación de petróleo en Colombia. Petrominerales tiene un 100% de participación directa sobre PCL.

Petrominerales Orito Bermuda es una filial del Emisor que se dedica a la exploración y explotación de Petróleo en Colombia. El emisor es propietario y controlante en un 100%. Su domicilio registrado es Clarendon House, No. 2 Church Street, Hamilton, HMDX, Bermuda. Petrominerales Orito a su vez tiene una filial colombiana, Petrominerales Orito Sucursal. Su domicilio registrado es Calle 116 No. 7-15 Interior 2, Piso 6, Edificio Torre Cusezar, Bogotá D.C., Colombia.

Petrominerales Perú Ltd es una filial del Emisor, dedicada a la exploración y explotación de petróleo en Perú. El emisor es propietario y controlante en un 100%. Su domicilio registrado es Mareva House, 4 George Street, Nassau, Bahamas P.O. Box N-3937. Petrominerales Perú Limited a su vez tiene una filial peruana, Petrominerales Perú S.A. Su domicilio registrado es la Avenida Víctor Andrés Belaunde Nro. 147 Int. 801 Centro Empresarial, San Isidro, Lima Perú.

Inversiones Sol del Sur SAS es una filial del Emisor dedicada a la exploración y explotación de petróleo en Colombia. El emisor es propietario y controlante en un 95% de forma directa. El restante 5% de participación se encuentra a través su filial Petrominerales Colombia Ltd Bermuda. Su domicilio registrado es Calle 116 No. 7-15 Interior 2, Piso 6, Edificio Torre Cusezar, Bogotá D.C., Colombia.

89

Pan Andean Resources PLC es una filial del Emisor dedicada a la exploración y explotación de petróleo a través de sus sucursales en Colombia y Perú. El emisor es propietario y controlante en un 100%. Su domicilio registrado es 125 Old Broad Street, 26th Floor, London EC2N 1AR, Reino Unido.

6.2.9. RELACIONES LABORALES

La Compañía cree que su éxito depende en gran medida del desempeño de su administración y empleados clave, muchos de los cuales están dotados de conocimientos y habilidades de carácter especializado relacionados con las operaciones de petróleo y gas. La Compañía cree que tiene personal adecuado con las habilidades especializadas necesarias para llevar a cabo sus operaciones con éxito.

Al 31 de diciembre de 2010, Petrominerales y PCL contaban con 261 empleados en conjunto.

6.3 AUDITORÍA Y COMITÉ AUDITOR

6.3.1. INTERESES DE EXPERTOS

Los auditores de la Compañía son Deloitte & Touche LLP, Chartered Accounts, Calgary, Alberta, Canadá. Deloitte & Touche LLP son independientes según el significado de los Reglamentos de Conducta Profesional del Instituto de Contadores Públicos de Alberta. Deloitte & Touche LLP fueron nombrados auditores de la Compañía en 29 de octubre de 2010, quienes a su vez fueron auditores de Petrominerales Bermuda Ltd.

A la fecha de este documento, ni el experto petrolero independiente DeGolyer and MacNaughton, directa o indirectamente poseían Acciones de la Compañía en circulación o cualquier otro valor de la Compañía. Ningún director funcionario o empleado de DeGolyer and MacNaughton va a ser o ha sido elegido, nombrado o empleado por la Compañía.

6.3.2. INFORMACIÓN DEL COMITÉ AUDITOR

Composición del Comité Auditor

El Comité Auditor tiene previsto reunirse al menos cuatro veces cada año y celebrará reuniones adicionales cuando las circunstancias lo ameriten. El Comité auditor está integrado por los señores McKinnon (Presidente), Oaks y Umaña Valenzuela. Todos los miembros del Comité Auditor son considerados independientes de acuerdo con la regulación canadiense (NI 52-110).

Todos los miembros del Comité Auditor son versados en finanzas, según se define en NI 52-110. El Comité Auditor tiene un Mandato y Términos de Referencia definidos y es responsable de revisar y supervisar la función de auditoría externa, recomendar el auditor externo y los términos de dicho nombramiento o descargo, revisar los informes y hallazgos significativos del auditor externo, y revisar y recomendarle a la Junta Directiva de la Compañía, para su aprobación, toda la información de relación financiera pública, como los estados financieros, la discusión y análisis de la administración, las memorias anuales y los Prospectos.

Educación y Experiencia Pertinentes de los Miembros del Comité Auditor

La siguiente es una breve reseña de la educación o experiencia de cada miembro del Comité Auditor que es relevante para el desempeño de sus responsabilidades como miembro del Comité Auditor, incluyendo toda educación y experiencia que le haya proporcionado al miembro dominio de los principios de contabilidad usados por la Compañía para preparar los estados financieros anuales y provisionales de la Compañía.

Nombre del Miembro del Comité Auditor

Educación y Experiencia Pertinentes

90

Kenneth R. McKinnon El Sr. McKinnon ha sido Vicepresidente de Asuntos Legales y Asesor Jurídico Principal de Critical Mass Inc. desde septiembre de 2000 y es también director y miembro del Comité Auditor de Petrobank y PetroBakken. A lo largo de este tiempo adquirió experiencia en el análisis de estados financieros y domina los controles y procedimientos internos para los reportes financieros y cuenta con experiencia supervisando personas dedicadas a la preparación, análisis y evaluación de estados financieros. Ha adquirido dominio de las funciones del Comité Auditor a través de su trabajo en Petrobank y en otras empresas públicas. El Sr. McKinnon obtuvo su título de Graduado en Comercio de la Universidad de Calgary en 1980 y obtuvo su título de Graduado en Derecho de Queens University en 1983.

Jerald Oaks (Hasta Abril 13, 2011)

El Sr. Oaks obtuvo el título de Graduado en Ciencias en Ingeniería de Petróleos de la Universidad de Texas en Austin en 1958. El Sr. Oaks cuenta con 48 años de experiencia en petróleo y gas, incluyendo varias funciones en el área de ingeniería en Phillips Petroleum Company trabajando en Texas, Venezuela, Argelia, Libia y Colombia. En 1973, el Sr. Oaks fue uno de los fundadores de Taiga Energy, Inc., la cual se especializaba en desarrollo de gas compacto, especialmente en las cuencas de Uintah y Piceance en Colorado y Utah. En 1980, el Sr. Oaks fue fundador y presidente de Petrobank Operating Company, una compañía de desarrollo y producción de gas especializada en el desarrollo de nuevas tecnologías para la producción de gas, la cual perforó y operó 200 pozos de gas con amplios arrendamientos en Pensilvania. El Sr. Oaks es Ingeniero Profesional registrado (Texas) y miembro de la Sociedad de Ingenieros de Petróleo y del Instituto Americano de Ingenieros de Minas y Metalúrgicos.

91

Enrique Umaña-Valenzuela El Sr. Umaña-Valenzuela, ciudadano y residente de Colombia, se ha desempeñado en el sector privado como consultor de negocios e inversiones y también ha estado involucrado en actividades de desarrollo de tierras familiares desde mayo de 2005. El Sr. Umaña-Valenzuela se desempeñó como Presidente de la agencia de promoción de inversión de Colombia, Coinvertir, entre 1997 y abril de 2005 y como representante jurídico a tiempo parcial desde mayo de 2005 hasta diciembre de 2005. Con anterioridad al desempeño de estas actividades, el Sr. Umaña-Valenzuela se desempeñó en el sector privado como consultor de negocios e inversiones entre 1995 y 1997. También se desempeñó como Consejero Internacional del Ministerio de Defensa de Colombia y más tarde como Viceministro de Defensa en 1995. Antes de ello, el Sr. Umaña-Valenzuela se desempeñó como Director Encargado de la Misión de la Embajada de Colombia y más tarde como Encargado de Negocios en Washington, D.C. a finales de 1994; como Ministro Consejero de la Embajada en Colombia entre 1991 y 1994; como Director de la Oficina de Negocios del Gobierno colombiano en la ciudad de Nueva York entre 1983 y 1991; y como vicepresidente financiero de la Empresa de Teléfonos de Bogotá entre 1982 y 1983. El Sr. Umaña-Valenzuela es Director de Sociedades Bolívar S. A., de Bancafe International en Miami, y miembro del Comité Supervisor del Fondo de Inversión en Hidrocarburos de Colombia, Fase I y Fase II, y del Fondo de Inversión Forestal de Colombia. También miembro del Consejo Asesor Internacional de la Sociedad de las Américas en la ciudad de Nueva York. El Sr. Umaña-Valenzuela obtuvo el título de Licenciado en Humanidades en Economía y Relaciones Internacionales de la Universidad de Columbia en 1962.

Alastair MacDonald (Desde Abril 13, 2011)

El señor MacDonald ha sido Director y Secretario Corporativo de la Compañía desde Abril de 2006. El señor MacDonald ha sido el director de Petrominerales Colombia Ltd. y de las compañías predecesoras desde la incorporación en Septiembre de 1996. El señor MacDonald ha sido el Director Ejecutivo de una compañía de asesoría financiera en Bermudas desde 1996. En el desempeño de este cargo ha sido director de numerosas compañías en el campo de exploración de petróleo y gas, así como en los campos de computadores y tecnología . Anteriormente, el señor MacDonald fue banquero en el Banco de Bermudas Ltd., donde se desempeñó como Gerente del Departamento de la Banca Privada desde Octubre de 1991 hasta Octubre de 1996. El señor MacDonald posee una licenciatura de la Universidad McGill y una Maestría de la Universidad de British Columbia. El señor MacDonald reemplazó a Jerald Oaks en el Comité Auditor.


92

Supervisión por el Comité Auditor

Desde el comienzo del ejercicio social más recientemente terminado de la Compañía, jamás una recomendación del Comité Auditor en el sentido de nombrar o remunerar a un auditor externo ha dejado de ser adoptada por la Compañía.

Políticas y Procedimientos de Pre-aprobación

El Comité Auditor también pre-aprueba todos los servicios distintos de auditoría a ser prestados por los auditores externos y asegura que la administración cuenta con sistemas de control interno efectivos, investiga todas las recomendaciones tendientes a mejorar los controles internos y se reúne al menos anualmente con los auditores externos de la Compañía sin la presencia de la administración y al menos trimestralmente con la presencia de la administración. La Compañía no cuenta con auditores internos, y dado el tamaño de la Compañía, la Compañía considera que esto es práctico y apropiado.

Tarifas de Auditoría Externa

Deloitte & Touche LLP fue contratada por la Compañía el 29 de octubre de 2010. Antes de esto, dicha empresa había sido contratada por PCL desde el 12 de enero de 2007. Para los años terminados el 31 de diciembre de 2010 y 2009, a Deloitte & Touche LLP y sus afiliadas se les pagaron US$391,000 y US$293,400 respectivamente, desglosados del modo siguiente:

Cifras en US$ 2010 2009

Tarifas de Auditoría 202,100 218,100 Tarifas relacionadas con la Auditoría (1) 188,900 75,300 Tarifas impuesto - -

Total 391,000 293,400

Notas:

(1) Los honorarios de auditoría relacionadas en 2010 se relacionan con revisiones trimestrales de periodo intermedio y costos relacionados con la solicitud de registro de la Compañía en la Bolsa de Valores de Colombia. Los honorarios de auditoría relacionados en 2009 se relacionan con revisiones trimestrales de periodo intermedio y derechos de prospecto relacionados con la oferta secundaria de acciones de Petrominerales de abril de 2009.

6.4 PARTICIPACIÓN ACCIONARIA DE LOS MIEMBROS DE LA JUNTA DIRECTIVA Y DIRECTIVOS DEL EMISOR

Al 31 de marzo de 2010, los directores y funcionarios de la Compañía poseían o ejercían dirección o control sobre un total de aproximadamente 3,785,755 Acciones de la Compañía (diferidas y de incentivo), lo que representa aproximadamente 3.65% del total de las Acciones de la Compañía que se encuentran en circulación.

Acciones ordinarias diferidas

La Compañía ha implementado un plan de compensación en virtud del cual puede otorgar acciones ordinarias diferidas a directores, funcionarios y empleados de la Compañía (el “Plan DCS”). Las acciones ordinarias diferidas se podrán redimir cuando ocurra lo primero entre (i) tres (3) años contados a partir de la fecha en que se otorgan las acciones ordinarias diferidas o (ii) que el director, funcionario o empleado deje de ser un funcionario o empleado de la Compañía. Ningún director, funcionario o empleado tendrá derecho a recibir las acciones comunes que se le hubieran otorgado a él o a ella que no hayan sido emitidas dentro de los diez (10) años siguientes a la fecha del otorgamiento. El número total de acciones ordinarias que se podrían emitir de acuerdo con el PLAN DCS, sujeto a ciertos ajustes de acuerdo con el PLAN DCS, incluye ajustes para dividendos en efectivo que hubieran sido pagados sobre las Acciones de la Compañía, y no podrá exceder 500,000 acciones comunes. En el marco de este plan se ha aprobado la emisión de hasta 0.5 millón de acciones ordinarias diferidas.

Variaciones en las acciones ordinarias de la Compañía Número

93

diferidas en circulación Saldo al 31 de diciembre de 2010 131,390 Otorgadas 42,446 Ejercidas - Saldo al 31 de marzo de 2011 173,836

Acciones de incentivo

La Compañía estableció un plan de plan de incentivos de compensación a través de acciones (el “Plan de Incentivos de Compensación a través de Acciones”) que permite a los directores, funcionarios y empleados (los “Participantes del Plan de Incentivos”) recibir acciones de incentivo (los “Incentivos”). Los Incentivos se hacen efectivos a lo largo del tiempo, y una vez efectivos, cada Incentivo tiene derecho a ser redimido por una (1) Acción Ordinaria mediante el pago del precio de ejercicio de CAD$0.05 por acción una vez adjudicada. Los Participantes del Plan de Incentivos no tienen derecho a recibir las Acciones Ordinarias subyacentes otorgadas a él o a ella que no hayan sido emitidas al décimo aniversario de la fecha de otorgamiento. El número total de Acción de la Compañía que puede ser emitido de acuerdo con el Plan de Incentivos de Compensación de Acciones, sujeto a ajustes de acuerdo con el Plan de Incentivos de Compensación de Acciones, incluyendo ajustes para dividendos en efectivo, si los hubiere, que hubieran sido pagados sobre las Acciones de la Compañía, no podrán exceder 3,000,000.

Variaciones en las acciones de la Compañía de incentivo en circulación

Número

Saldo al 31 de diciembre de 2009 852,619 Otorgadas 41,458 Ejercidas (5,608) Caducadas (15,115) Saldo al 31 de marzo de 2011 873,354

6.5 OPCIONES DE COMPRA DE ACCIONES DE LA COMPAÑÍA CONCEDIDAS A LOS MIEMBROS DE LA JUNTA DIRECTIVA, FUNCIONARIOS O EMPLEADOS DEL EMISOR

Opciones de compra de acciones de la Compañía

La Compañía ha implementado un plan de opciones de compra de acciones de la Compañía para directores, funcionarios, empleados y consultores que permite emitir hasta el 10% de sus acciones de la en circulación Compañía, menos las acciones ordinarias reservadas con arreglo a otros planes corporativos de compensación por medio de acciones, por ejemplo, de acciones ordinarias diferidas y acciones de incentivo. El precio de ejercicio no puede ser inferior al precio de mercado de las acciones de la Compañía en la fecha de otorgamiento. Si bien la Junta Directiva establece los términos de las opciones, éstas generalmente se adquieren en partes iguales en el curso de un período de cuatro años a partir de la fecha de otorgamiento y expiran entre 5 y 10 años después de esa fecha.

Variaciones en las opciones de compra de acciones en circulación de la Compañía

Opciones de compra de acciones

Precio de ejercicio promedio ponderado

(CAD$) Saldo al 31 de diciembre de 2010 6,765,152 16.47 Otorgadas 83,780 36.20 Ejercidas (280,691) 7.33 Caducadas (177,276) 10.96

Saldo al 31 de marzo de 2011 6,390,965 17.16

94

6.6 INFORMACIÓN SOBRE RIESGOS DEL EMISOR

Naturaleza de la Actividad Petrolera

Una inversión en Petrominerales debe ser considerada especulativa dada la naturaleza de la participación de la Compañía en la exploración, adquisición, desarrollo y producción de petróleo crudo en Colombia y Perú.

El volumen de producción de las reservas de petróleo y gas natural generalmente disminuye a medida que las reserva se agotan, variando la tasa de declive en función de las características del reservorio.

Las reservas probadas de PCL declinarán en la medida en la que se produzcan reservas en sus lugares de operación, a menos que sea capaz de encontrar, adquirir o desarrollar nuevas reservas. El negocio de explorar, desarrollar o adquirir reservas es intensivo en capital. En la medida en que el flujo de caja generado por las operaciones se reduzca, las fuentes externas de capital se tornen limitadas o dejen de estar disponibles, la capacidad de la Compañía y/o PCL para hacer la inversión de capital necesaria para mantener o ampliar la base de reservas de la Compañía sufrirá deterioro. Además, no puede haber garantía alguna de que aún si la Compañía es capaz de recaudar capital para desarrollar o adquirir lugares de operación adicionales para reponer las reservas de PCL, las actividades futuras de exploración, desarrollo y adquisición de PCL resultarán en reservas probadas adicionales ni de que la compañía será capaz de perforar pozos productivos con costos aceptables. El costo de perforar, completar y operar pozos suele ser incierto y las operaciones de perforación pueden ser recortadas, sufrir retrasos o ser canceladas como resultado de diversos factores, incluyendo condiciones de perforación imprevistas, presión o irregularidades en las formaciones, averías del equipo o accidentes, condiciones meteorológicas adversas, cumplimiento con los requisitos gubernamentales y déficit o retrasos en la disponibilidad de plataformas de perforación y en la entrega del equipo. Porciones significativa de los lugares de operación en los cuales PCL tiene participación son prospectos en los cuales la presencia de reservas de petróleo en cantidades comerciales no se ha establecido. No existe ninguna manera de conocer con antelación si cualquiera de los Prospectos de PCL rendirá petróleo en cantidades comerciales.

Volatilidad en los Precios de las Materias Primas

Los precios del petróleo crudo son el riesgo financiero más significativo de la Compañía. Los precios del petróleo crudo se ven afectados por la oferta y demanda mundial, la política de de la OPEC y los eventos políticos mundiales. Las oscilaciones en los precios del petróleo crudo no solamente afectan los flujos de caja de PCL y, en consecuencia, de la Compañía, sino que resultan en cambios en la capacidad de endeudamiento bajo las líneas de crédito de PCL. La administración cree que no es ni apropiado ni posible eliminar el 100% de la exposición de la Compañía a las oscilaciones en los precios del petróleo crudo. La Compañía sigue las condiciones del mercado y puede utilizar instrumentos derivados de modo selectivo para reducir su exposición a los movimientos en los precios del petróleo crudo.

Facilidad de Comercialización de la Producción

La facilidad de comercialización del petróleo y el gas adquiridos o descubiertos se ve afectada por diversos factores que no son controlables por PCL. Estos factores incluyen las características del reservorio, las oscilaciones del mercado y la cercanía y capacidad de los oleoductos, el equipo de procesamiento, la capacidad de descarga y del oleoducto y las normas gubernamentales.

Las operaciones de petróleo y gas (exploración, producción, fijación de precios, comercialización y transporte) están sujetas a controles y normas impuestas por diversos estamentos del gobierno, susceptibles de modificación periódicamente. Las restricciones que pesan sobre la capacidad para comercializar la producción de PCL podrían tener un efecto adverso sustancial sobre los ingresos y situación financiera de la Compañía.

Dado el aumento general en la producción de petróleo crudo en la región de los Llanos, la capacidad del oleoducto puede verse comprometida. Cuando esto ocurre, la capacidad de un productor para transportar el petróleo a través del sistema de oleoductos puede verse restringida.

La producción de petróleo de PCL podría variar en respecto de las reservas reportadas.

95

Las evaluaciones de reservas de PCL han sido preparadas de acuerdo con NI 51 - 101. Existen numerosas incertidumbres inherentes a la estimación de las cantidades de reservas y flujos de caja derivados de las mismas, incluyendo múltiples factores que no son controlables por la Compañía. La información relativa a las reservas representa estimaciones. Las reservas de los lugares donde opera PCL han sido evaluadas de modo independiente por D&M en el Informe D&M.

El Informe D&M incluye una serie de supuestos relacionados con factores tales como tasas de producción iniciales, tasas de declive de producción, recobro final de reservas, momento y valor de las inversiones de capital, capacidad para comercializar la producción, precios futuros del petróleo, costos operativos y regalías y demás cargas gubernamentales que pueden ser impuestas a lo largo de la vida productora de las reservas. Estos supuestos se basaron en pronósticos de precios vigentes a la fecha en que las evaluaciones pertinentes fueron preparadas y muchos de estos supuestos son susceptibles de cambio y no son controlables por la Compañía. La producción y los flujos de caja reales derivados a partir de ello variarán con respecto a estas evaluaciones, y dichas variaciones podrían ser sustanciales.

Estas evaluaciones se basan, en parte, en el supuesto éxito de de las actividades de explotación que se pretende emprender en años venideros. Las reservas y los flujos de caja estimados podrían verse reducidos en la medida en la que dichas actividades de explotación no logren el nivel de éxito supuesto en las evaluaciones. Explorar, desarrollar o adquirir reservas es una actividad intensiva en capital. En la medida en la que los flujos de caja generados por las operaciones resulten insuficientes para financiar las inversiones de capital de PCL y las fuentes externas de capital se tornen limitadas o dejen de estar disponibles, la capacidad de PCL para realizar las inversiones de capital necesarias para mantener las reservas de petróleo y gas natural sufrirá deterioro. Los costos que supone encontrar y desarrollar o adquirir reservas adicionales también dependen de las tasas de éxito, las cuales varían con el tiempo.

La Compañía está sometida a riesgos relacionados con sus operaciones en Colombia y Perú, incluyendo aquellos relacionados con el desarrollo, producción, comercialización, transporte de petróleo crudo, tributación y asuntos ambientales y de seguridad de PCL. La Compañía puede verse adversamente afectada por cambios en las políticas gubernamentales o por la inestabilidad social u otros desarrollos políticos o económicos en Colombia y Perú que escapan al control de la Compañía, incluyendo, entre otras cosas, expropiación, riesgos de guerra y terrorismo, restricciones cambiarias y de repatriación de fondos, fluctuaciones monetarias y condiciones políticas y políticas gubernamentales volátiles, incluyendo las políticas en materia de tributación.

Competencia

La industria del petróleo y gas es altamente competitiva, particularmente, en lo que se refiere a la adquisición de potenciales reservas de petróleo y gas.

La posición competitiva de la Compañía depende de su habilidad tecnológica, geofísica e ingenieril, sus recursos financieros y su capacidad para adquirir y desarrollar eficientemente sus reservas. Petrominerales compite con una cantidad considerable de otras compañías que igualmente cuentan con personal técnico adecuado y suficientes recursos operativos y financieros. Muchas de estas compañías no solamente se dedican a la adquisición, exploración, desarrollo y producción de reservas de petróleo y gas, sino que también llevan a cabo operaciones de refinación y comercializan los productos refinados. Petrominerales también compite con grandes compañías de petróleo y gas independientes y con otras industrias que suministran energía y combustible en la comercialización y venta de petróleo y gas a transportadores, distribuidores y usuarios finales, incluyendo consumidores industriales, comerciales y particulares. Asimismo, Petrominerales compite con otras compañías de petróleo y gas por la obtención de plataformas de perforación y otros equipos necesarios para la perforación y culminación de pozos. La disponibilidad de dichos equipos podría verse limitada periódicamente, y ha estado especialmente reducida recientemente debido al aumento del precio del petróleo en el mercado.

Dependencia de terceros operadores y del personal clave

En la medida en la que ni la Compañía ni PCL son el operador directo de algunas de sus propiedades, como es el caso en los Bloques de Orito y Neiva, en Colombia, donde ECOPETROL es responsable por la producción, Petrominerales dependerá de las operaciones de terceros para el desarrollo oportuno de sus actividades. El éxito de la Compañía depende, en alto grado, de la administración y de los empleados clave de ésta y de PCL.

96

La pérdida de empleados clave podría tener un efecto negativo sobre la Compañía. Atraer y retener personal clave adicional ayudará a la expansión del negocio de la Compañía. La Compañía afronta una competencia significativa en materia de reclutamiento de personal calificado. No existe garantía alguna de que la Compañía atraiga y retenga exitosamente el personal requerido para seguir expandiendo su negocio y para ejecutar exitosamente su estrategia comercial.

Disponibilidad de equipo y restricciones de acceso

Las actividades de exploración y desarrollo dependen de la disponibilidad del equipo de perforación y otros equipos necesarios para la operación. La demanda limitada de dicho equipo o las restricciones de acceso pueden afectar la disponibilidad para PCL y pueden retrasar las actividades de exploración y desarrollo. No puede haber garantía alguna de que el equipo, los servicios y los suministros de perforación y culminación suficientes estén disponibles cuando se necesiten. El déficit podría retrasar las actividades de exploración, desarrollo y ventas estimadas de la Compañía y podría tener un efecto negativo sobre la situación financiera de la Compañía. En el evento de que la demanda y los salarios de los operadores calificados aumenten en la industria de perforación, entonces la industria petrolera puede experimentar déficit de personal calificado que opere las plataformas de perforación. Esto podría retrasar las operaciones de perforación de PCL y afectar adversamente la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía. En la medida en que Petrominerales no sea el operador de los lugares de operación donde desarrolla su actividad petrolera, Petrominerales será dependiente de dichos operadores para el desarrollo oportuno de las actividades relacionadas con dichos lugares de operación y, en gran medida, será incapaz de dirigir o controlar las actividades de los operadores.

Operaciones

Las operaciones de exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas están sujetas a todos los riesgos típicamente asociados con dichas operaciones, incluyendo peligros tales como incendio, explosión, y derrames de petróleo, cada uno de los cuales podría resultar en un daño sustancial de los pozos de petróleo y gas, instalaciones de producción, otros lugares de operación y al medio ambiente o en lesiones personales. Los riesgos operacionales se administran empleando prudentes procedimientos operativos de campo. La Compañía, a través de PCL, cuenta con un plan de respuesta a situaciones de emergencia detallado para afrontar los posibles incidentes y mantiene un programa de seguros integral para reducir el riesgo de pérdidas económicas significativas; sin embargo, no todos los riesgos pueden ser eliminados. De acuerdo con la práctica industrial, PCL no está completamente asegurada contra todos estos riesgos, ni todos estos riesgos son asegurables. Aunque Petrominerales mantiene un seguro de responsabilidad por un valor que considera adecuado y consistente con la práctica industrial, la naturaleza de estos riesgos es tal que las responsabilidades podrían exceder los límites de la póliza, caso en el cual, Petrominerales podría incurrir en costos significativos que podrían tener un efecto adverso sustancial sobre su situación financiera. Las operaciones de producción de petróleo y gas también están sujetas a todos los riesgos típicamente asociados con dichas operaciones, incluyendo el declive prematuro de los reservorios e invasión de agua en las formaciones productoras.

Ambientales

Todas las fases de la actividad petrolera contienen riesgos y peligros ambientales y están sujetas a regulación ambiental de conformidad con una variedad de convenciones internacionales y leyes y normas estatales y municipales. La legislación ambiental dispone, entre otras cosas, restricciones y prohibiciones en cuanto a derrames, escapes o emisiones de diversas sustancias producidas en asociación con las operaciones de petróleo y gas. La legislación también exige que los pozos y los sitios de las instalaciones sean operados, mantenidos, abandonados y reclamados a satisfacción de las autoridades regulatorias competentes. El cumplimiento con dicha legislación puede exigir gastos significativos y su incumplimiento puede resultar en la imposición de multas y penalidades, algunas de las cuales pueden ser sustanciales. La legislación ambiental está evolucionando de manera tal que se espera que converja en estándares de vigilancia del cumplimiento más estricto, multas y responsabilidad mayores y gastos de capital y e inversiones de capital potencialmente elevadas. El escape de petróleo, gas natural u otros contaminantes al aire, al suelo o al agua puede dar lugar a responsabilidades para con gobiernos extranjeros y terceros y puede obligar a PCL a incurrir en costos significativos para remediar dicho escape. No se puede ofrecer garantía alguna de que los cambios en las leyes ambientales o su aplicación a las operaciones de PCL no resultarán en un recorte de la producción o en un

97

aumento sustancial de los costos de las actividades de producción, desarrollo o exploración ni de que no afectarán de algún otro modo la situación financiera, los resultados de las operaciones o las perspectivas de PCL y, en consecuencia, de la Compañía.

Recursos Financieros

El flujo de caja de PCL generado por sus operaciones puede no ser suficiente para financiar sus actividades actuales e implementar sus planes de negocios. Periódicamente, PCL puede celebrar transacciones para adquirir activos o acciones de otras compañías. Estas transacciones, junto con las operaciones actuales de PCL, pueden ser financiadas total o parcialmente con deuda, lo cual podría aumentar los niveles de endeudamiento de PCL por encima de los estándares de la industria. Dependiendo de los planes de exploración y desarrollo futuros, la Compañía podría necesitar financiación adicional, la cual podría no estar disponible o, de estarlo, podría no serlo en términos favorables. No obtener dicha financiación oportunamente podría impedir tomar ventaja de varias oportunidades que serían benéficas para la Compañía y sus accionistas. Al 31 de diciembre de 2010, PCL tiene flujos de caja positivos generados por sus operaciones, US$723.3 millones y una línea de crédito sin utilizar por un total de US$150 millones.

Operaciones Internacionales

Las operaciones internacionales están sujetas a la incertidumbre y a la volatilidad de naturaleza política, económica y de todo tipo, incluyendo, pero sin limitarse a: riesgo de actividades terroristas, revolución, conflictos fronterizos, expropiación, renegociaciones o modificación de los contratos existentes, normas y aranceles en materia de importaciones, exportaciones y transporte, políticas de tributación, incluyendo aumentos de impuestos y regalías y créditos fiscales retroactivos, controles cambiarios, límites a los niveles de producción permisibles, fluctuaciones monetarias, conflictos laborales y demás incertidumbres derivadas de la soberanía de los gobiernos extranjeros sobre las operaciones internacionales de la Compañía. Las operaciones de las subsidiarias de la Compañía también pueden verse adversamente afectadas por las leyes y políticas aplicables en Colombia y Perú, cuyo efecto podría tener un impacto negativo sobre la Compañía.

Para ayudar a mitigar los riesgos asociados con las operaciones en territorio extranjero, la Compañía busca operar en regiones donde la industria petrolera sea un componente clave de la economía. Petrominerales cree que la experiencia de la administración en cuanto a las operaciones en Colombia y en otros territorios internacionales ayuda a reducir estos riesgos. Algunos países en los cuales la Compañía puede operar pueden ser considerados política y económicamente inestables.

Seguridad

Colombia y Perú han sufrido problemas de seguridad y orden público. PCL, Petrominerales Perú y PanAndean y su personal están sujetos a estos riesgos; pero la Compañía cree que a través de programas sociales y de seguridad efectivos, estos riesgos pueden mitigarse efectivamente. Es difícil obtener amparo de seguros para protegerse de incidentes terroristas y, como resultado, el programa de seguros de la Compañía excluye este amparo. Por consiguiente, los incidentes de esta naturaleza que ocurran en el futuro podrían tener un impacto adverso sustancial sobre las operaciones de la Compañía.

Políticos y Regulatorios

Las Subsidiarias de la Compañía están sujetas a una serie de autorizaciones y normas ambientales y gubernamentales en los territorios en los que operan. El retraso en la obtención de las autorizaciones regulatorias podría resultar en la postergación de los proyectos y en la incapacidad para satisfacer las obligaciones contractuales. Los cambios sobre estas normas podrían aumentar los costos que supone llevar a cabo negocios en estos territorios. La Compañía también está sujeta a una serie de leyes tributarias caracterizadas por su volatilidad, cuyos efectos son impredecibles. Entre otras cosas, las subsidiarias de la Compañía están sujetas a condiciones regulatorias relacionadas con la repatriación de fondos a la Compañía, las cuales deben cumplirse so pena de sanciones. Los requisitos jurídicos son modificados frecuentemente y son susceptibles de interpretación, y la Compañía es incapaz de predecir el costo final del cumplimiento de estos requisitos o su efecto sobre sus operaciones. Las leyes o normas existentes, según sean interpretadas

98

actualmente o reinterpretadas en el futuro, o las leyes o normas futuras, pueden cambiar y afectar sustancial y adversamente los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Compañía.

La Compañía se encuentra desarrollando actividades de exploración y desarrollo en Colombia y Perú, y depende de la obtención de autorizaciones o permisos gubernamentales para desarrollar sus lugares de operación. Con base en la experiencia pasada, la Compañía cree que el gobierno de Colombia apoya la exploración y desarrollo de sus existencias de petróleo por parte de compañías extranjeras. Sin embargo, no puede haber garantía alguna de que las condiciones políticas futuras imperantes en Colombia no resulten en la adopción de políticas diferentes por parte del gobierno en relación con el desarrollo y la titularidad del petróleo y el gas por parte de compañías extranjeras, la protección ambiental y las relaciones laborales. Esto puede afectar la capacidad de la Compañía para emprender actividades de exploración y desarrollo en relación con sus lugares de operación presentes y futuros, así como su capacidad para recaudar fondos para fomentar tales actividades. Cualquier retraso en la obtención de autorizaciones, permisos o certificados de no objeción gubernamental puede retrasar las operaciones de la Compañía o puede afectar el estado de los convenios contractuales de la Compañía o su capacidad para satisfacer sus obligaciones contractuales.

Asuntos Fiscales y Cambiarios

Los gastos de PCL están denominados tanto en pesos colombianos como en Dólares canadienses. En la medida en la que los ingresos y los gastos denominados en Dólares estadounidenses o estrechamente relacionados con esta moneda no sean equivalentes, la Compañía está expuesta al riesgo cambiario. Actualmente ni la Compañía ni PCL están usando derivados cambiarios para manejar los riesgos cambiarios.

No existen restricciones significativas sobre la repatriación de capitales y la distribución de utilidades en Colombia y Perú para entidades extranjeras. No puede haber garantía alguna, sin embargo, de que las restricciones que pesan sobre la repatriación de capital o la distribución de utilidades en Colombia y Perú no sean impuestas en el futuro. Las enmiendas a las leyes y las normas sobre tributación actuales que alteran las provisiones de capital y/o las tarifas del impuesto podrían tener un impacto adverso sustancial sobre Petrominerales.

La Compañía está expuesta a las oscilaciones de las tasas de interés de corto plazo sobre los montos utilizados bajo sus líneas de crédito garantizadas y su línea bancaria basada en pesos colombianos, así como cualquier deuda de tasa flotante futura adicional. La Compañía no ha cubierto estas tasas, teniendo en cuenta que la línea no se halla utilizada actualmente, y con el propósito de poder tomar préstamos y rembolsar los saldos pendientes de pago, si los hubiere, sin restricción alguna de cobertura.

Regímenes Jurídicos

La Compañía está constituida en Alberta, Canadá. PCL, la cual representa prácticamente la totalidad de los activos de la Compañía, está constituida en Bermudas y lleva a cabo todas sus operaciones sustanciales en Colombia. Por consiguiente, la Compañía está sometida a los regímenes jurídicos y a los requisitos regulatorios de varios territorios con una serie de requisitos e implicaciones para los accionistas de la Compañía. Las actividades de exploración y desarrollo internacionales pueden requerir prolongadas negociaciones con los gobiernos huéspedes, con las compañías petroleras nacionales y con terceros. Las normas gubernamentales extranjeras pueden favorecer o exigir el otorgamiento de contratos de perforación a contratistas locales o exigir que los contratistas extranjeros empleen ciudadanos de un territorio particular o le compren suministros a éste. Si surge una controversia en relación con las operaciones extranjeras, la Compañía puede estar sometida a la competencia y jurisdicción exclusiva de tribunales extranjeros o puede no lograr someter a personas extranjeras, especialmente ministros de petróleo extranjeros y compañías petroleras nacionales, a la competencia y jurisdicción de Canadá.

Colombia y Perú pueden tener un sistema legal menos desarrollado que los territorios con economías más sólidas, lo cual puede resultar en riesgos tales como: (i) reparaciones jurídicas efectivas en los tribunales de dichos territorios, ya sea en relación con la violación de leyes o normas o en una controversia relacionada con la titularidad, más difíciles de obtener; (ii) un mayor grado de discreción por parte de las autoridades gubernamentales; (iii) la falta de orientación jurídica o administrativa al interpretar las normas y reglamentos aplicables; (iv) inconsistencias o conflictos entre y dentro de diversas leyes, normas, decretos, órdenes y

99

resoluciones; o (v) la inexperiencia relativa de la judicatura y de los tribunales en dichos asuntos. En algunos territorios, el compromiso de la gente que integra la comunidad de negocios local, de los funcionarios y agencias gubernamentales y del sistema judicial; de regirse por lo requisitos jurídicos y por los convenios y acuerdos negociados, puede ser más incierto, lo cual crea preocupaciones particulares en relación con las licencias y acuerdos comerciales. Éstos pueden ser susceptibles de modificación o cancelación, y las reparaciones jurídicas pueden ser inciertas o sufrir retrasos. No puede haber garantía alguna de que joint ventures, licencias, solicitudes de licencias u otros convenios jurídicos no se vean adversamente afectados por las acciones de las autoridades gubernamentales o de otros actores, y la efectividad y cumplimiento de dichos convenios en estos territorios no puede garantizarse.

Costo de Nuevas Tecnologías

La industria petrolera se caracteriza por los rápidos y significativos avances tecnológicos y por las introducciones al mercado de nuevos productos y servicios que utilizan tecnologías innovadoras. Otras compañías petroleras pueden contar con diferenciados recursos financieros, técnicos y de personal que les permiten disfrutar de ventajas tecnológicas y que en el futuro pueden permitirles implementar tecnologías innovadoras antes de que la Compañía y PCL hagan lo propio. No puede haber garantía alguna de que la Compañía sea capaz de responder a dichas presiones competitivas y de implementar dichas tecnologías de manera oportuna o a un costo aceptable. Una o más de las tecnologías actualmente utilizadas por PCL o implementadas por ésta en el futuro pueden tornarse obsoletas. En tal caso, los negocios, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía podrían sufrir un efecto adverso.

6.7 IMPLEMENTACIÓN DE NORMAS INTERNACIONALES DE INFORMACIÓN FINANCIERA - NIFF

Para el análisis integral de los estados financieros de la Compañía, es importante resaltar que a partir del 1 de enero de 2011, Petrominerales implementó las Normas Internacionales de Información Financiera – NIIF.

La Compañía adoptó las NIIF el 1 de enero de 2011, con fecha de transición el 1 de enero de 2010. La Nota 23 de los Estados Financieros describe las repercusiones de la transición de los Principios Contables Generalmente Aceptados – “PCGA” de Canadá a las NIIF en la situación financiera y la utilidad integral de la Compañía.

Las políticas contables descritas en la Nota 3 de los Estados Financieros se aplicaron en la elaboración de los estados financieros correspondientes al período finalizado el 31 de marzo de 2011, la información comparativa presentada en estos estados financieros correspondientes a los períodos finalizados el 31 de marzo de 2011 y el 31 de diciembre de 2010, y un Estado de posición financiera de apertura conforme a las NIIF al 1 de enero de 2010.

Las NIIF se inscriben en un marco conceptual similar al de los PCGA de Canadá. La adopción de las NIIF no ha tenido ningún efecto en la presentación de los flujos de efectivo reales de la Compañía, pero sí en sus informes de situación financiera y resultados de las operaciones. Las diferencias entre los PCGA de Canadá y las NIIF que afectan a Petrominerales se describen en las notas siguientes a los cuadros de conciliación que aparecen en seguida.

La NIIF 1, "Adopción inicial de las Normas Internacionales de Información Financiera", exige que estas normas se apliquen a todas las cuentas retrospectivamente en la fecha de transición, a menos que se haya optado por una exención disponible. A continuación se describen las exenciones importantes que la Compañía ha decidido aplicar:

Exención de costos estimados de propiedades, planta y equipo – La Compañía optó por informar las partidas de propiedades, planta y equipo en la fecha de transición al costo estimado, en vez del costo real determinado conforme a las NIIF. El costo estimado de una partida puede ser su valor justo en la fecha de transición o un monto determinado mediante una revaluación previa con arreglo a los PCGA de Canadá. La exención puede aplicarse activo por activo. Los activos de petróleo y gas que formaban parte del fondo de costos totales y se clasificaron como activos de desarrollo o producción se distribuyeron prorrata entre unidades de generación de efectivo en la fecha de transición, utilizando valores de reservas y sujeto a una prueba de deterioro en esa fecha.

100

Pagos basados en acciones – La Compañía optó por no aplicar la NIIF 2, “Pagos basados en acciones”, a los instrumentos de capital adquiridos antes de la fecha de transición; por ello se ajustaron únicamente los pagos basados en acciones otorgados antes de la fecha de transición pero que no se han adjudicado.

Pasivos por puesta fuera de servicio – Las NIIF requieren que los cambios en las obligaciones de desmantelamiento, retiro y restauración de propiedades, planta y equipo se sumen al costo de los activos relacionados o se deduzcan del mismo, y que durante la vida útil restante de los activos se deprecie prospectivamente su monto depreciable ajustado. En vez de recalcular el efecto de tales cambios durante la vigencia de las obligaciones, la Compañía optó por evaluar el pasivo y los efectos de depreciación relacionados en la fecha de transición.

Costos de préstamos obtenidos – La Compañía optó por una exención de transición a las NIIF a efecto de capitalizar los costos de préstamos obtenidos prospectivamente a partir de la fecha de transición.

Diferencias de conversión acumulativas – La Compañía optó por ajustar a 0 el 1 de enero de 2010 la cuenta de conversión acumulativa, la cual se incluye en Otra utilidad integral acumulada. Esta exención se aplicó a todas las subsidiarias.

Combinaciones de negocios – Dado que la Compañía optó por no aplicar en forma retrospectiva la NIIF 3, “Combinaciones de negocios", no reexpresamos las combinaciones de negocios anteriores a la fecha de transición.

ESTADOS CONSOLIDADOS CONDENSADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA

En los siguientes cuadros se concilian los montos de los estados consolidados de situación financiera de la Compañía, elaborados de conformidad con los PCGA de Canadá, con los preparados conforme a las NIIF en la fecha de transición, al 31 de marzo de 2010, y 31 de diciembre de 2010.

Al 1 de enero de 2010 (fecha de transición)

PCGA de Canadá Notas

NIIF

a b c d

ACTIVOS Activo circulante Efectivo y equivalentes de efectivo $63.0 $- $ - $- $ - $63.0 Cuentas por pagar comerciales y otras 47.5 - - - - 47.5 Impuestos sobre la renta por cobrar 8.5 - - - - 8.5 Inventario de petróleo crudo 1.4 - - - - 1.4

120.4 - - - - 120.4

Activo a largo plazo Otros activos 26.5 - - - - 26.5 Activos de exploración y evaluación - 84.2 - - - 84.2 Propiedades, planta y equipo 573.2 (84.2) - - - 489.0

599.7 - - - - 599.7

Total del activo $720.1 $- $ - $ - $ - $720.1

PASIVO Y CAPITAL CONTABLE Pasivo circulante Cuentas por pagar comerciales y otras $106.9 $- $ - $ - $ - $106.9 Obligaciones convertibles 76.8 - - - - 76.8

183.7 - - - - 183.7 Pasivo a largo plazo Pasivos de impuestos diferidos 34.8 - - - (9.6) 25.2 Pasivos por puesta fuera de servicio 6.7 - 9.6 - - 16.3

Total del pasivo 225.2 - 9.6 - (9.6) 225.2

Capital contable

101

Obligaciones convertibles – componente de capital 10.4 - - - - 10.4 Acciones ordinarias 197.7 - - - - 197.7 Superávit aportado 7.3 - - 2.6 - 9.9 Otra utilidad integral acumulada

16.0

(16.0) - - - - Utilidades retenidas 263.5 16.0 (9.6)) (2.6)) 9.6 276.9

494.9 - (9.6)) - 9.6 494.9

Total del pasivo y del capital contable $720.1 $- $ - $ - $ - $720.1


102

Al 31 de marzo de 2010

PCGA de

Canadá Notas

NIIF

a b c d e

ACTIVOS Activo circulante

Efectivo y equivalentes de efectivo $ 15.2 $ - $- $ - $- $ - $15.2 Cuentas por cobrar 183.5 - - - - - 183.5 Impuestos sobre la renta por cobrar - - - - - - - Inventario de petróleo crudo 4.7 - - - - - 4.7

203.4 - - - - - 203.4

Activo a largo plazo Otros activos 25.9 - - - - - 25.9 Activos de exploración y evaluación - 129.0 0.9 - - - 129.9 Propiedades, planta y equipo 624.0 (129.0) 0.9 - - 11.4 507.3

649.9 - 1.8 - - 11.4 663.1

Total del activo $ 853.3 $ - $ 1.8 $ - $- $11.4 $866.5

PASIVO Y CAPITAL CONTABLE Pasivo circulante

Cuentas por pagar comerciales y otras $ 144.0 $ - $ - $ - $ - $ - $144.0 Impuestos sobre la renta por pagar 15.0 - - - - - 15.0 Obligaciones convertibles 78.1 - - - - - 78.1

237.1 - - - - - 237.1 Pasivo a largo plazo

Pasivos de impuestos diferidos 35.7 - - - (18.3)) - 17.4 Pasivos por puesta fuera de servicio 7.7 - 11.4 - - - 19.1

Total del pasivo 280.5 - 11.4 - (18.3)) - 273.6

Capital contable Obligaciones convertibles – componente de capital 10.4 - - - - - 10.4 Acciones ordinarias 200.1 - - - - - 200.1 Superávit aportado 9.4 - - 2.7 - - 12.1 Otra utilidad integral acumulada 16.0 (16.0) - - - - - Utilidades retenidas 336.9 16.0 (9.6)) (2.7)) 18.3 11.4 370.3

572.8 - (9.6)) - 18.3 11.4 592.9

Total del pasivo y del capital contable $ 853.3 $ - $ 1.8 $- $- $ 11.4 $866.5

103

Al 31 de diciembre de 2010 PCGA

de Canadá

Notas

NIIF

a b c d e f

ACTIVOS Activo circulante Efectivo y equivalentes de efectivo $ 723.3 $ - $ - $- $- $- $- $ 723.3 Cuentas por cobrar 155.6 - - - - - - 155.6 Impuestos sobre la renta por cobrar 4.3 - - - - - - 4.3 Inventario de petróleo crudo 6.1 - - - - - - 6.1

889.3 - - - - - - 889.3

Activo a largo plazo Otros activos 25.3 - - - - - - 25.3 Activos de exploración y evaluación - 260.0 4.9 - - - - 264.9 Propiedades, planta y equipo 845.3 (260.0) 8.2 - - 54.6 - 648.1 Plusvalía mercantil 5.0 - - - - - - 5.0

875.6 - 13.1 - - 54.6 - 943.3

Total del activo $1,764.9 $ - $ 13.1 $ - $- $54.6 $ - $1,832.6

PASIVO Y CAPITAL CONTABLE Pasivo circulante Cuentas por pagar comerciales y otras $309.1 $ - $- $ - $- $- $ - $ 309.1

309.1 - - - - - - 309.1 Pasivo a largo plazo Pasivos de impuestos diferidos 104.4 - - - (8.7) 8.3 - 104.0 Obligaciones convertibles 441.4 - - - - - (3.6) 437.8 Pasivo derivado - - - - - - 240.2 240.2 Pasivos por puesta fuera de servicio 12.8 - 22.1 - - - - 34.9

Total del pasivo 867.7 - 22.1 - (8.7) 8.3 236.6 1,126.0

Capital contable Obligaciones convertibles 97.4 - - - - - (97.4) - Acciones ordinarias 301.9 - - - - - - 301.9 Superávit aportado 16.0 - - 5.3 - - - 21.3 Otra utilidad integral acumulada 16.0 (16.0) - - - - - - Utilidades retenidas 465.9 16.0 (9.0) (5.3) 8.7 46.3 (139.2) 383.4

897.2 - (9.0) - 8.7 46.3 (236.6) 706.6

Total del pasivo y del capital contable $1,764.9 $ - $ 13.1 $ - $- $ 54.6 $- $1,832.6

104

ESTADOS CONSOLIDADOS CONDENSADOS DE RESULTADOS Y UTILIDAD INTEGRAL

En los siguientes cuadros se concilian la utilidad neta y la utilidad integral de la Compañía informadas anteriormente conforme a los PCGA de Canadá con las presentadas conforme a las NIIF, correspondientes al trimestre finalizado el 31 de marzo de 2010 y el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010:

Trimestre finalizado el 31 de marzo de 2010

PCGA de Canadá

Notas NIIF

a b c d e

Ingresos Petróleo $ 247.8 $ - $ - $ - $ - $- $ 247.8 Regalías (24.7) - - - - - (24.7)

223.1 - - - - - 223.1

Gastos de operación Producción 22.4 - - - - - 22.4 Transporte 24.1 - - - - - 24.1 Agotamiento y depreciación 60.3 (0.2) - - - (11.4) 48.7 Generales y administrativos 5.0 - - - - - 5.0 Compensación por medio de acciones 2.5 - - 0.1 - - 2.6 Gastos por impuestos sobre el capital en Colombia

0.5 - - - - - 0.5

114.8 (0.2) - 0.1 - (11.4) 103.3 Gastos financieros Ingresos por intereses - - - - - - - Intereses y acumulación 3.4 0.2 - - - - 3.6 Pérdida por conversión de divisas 4.2 - - - (1.7) - 2.5

7.6 0.2 - - (1.7) - 6.1

Utilidad antes de impuestos 100.7 - - (0.1) 1.7 11.4 113.7

Impuestos corrientes 28.0 - - - - - 28.0 Impuestos diferidos (0.7) - - - (7.0) - (7.7)

Utilidad neta y utilidad integral $ 73.4 $ - $ - $(0.1) $ 8.7 $ 11.4 $ 93.4

105

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010

PCGA de Canadá

Notas

NIIF

a b c d e f

Ingresos Petróleo $1,048.7 $ - $ - $ - $ - $ - $- $1,048.7 Regalías (113.4) - - - - - - (113.4)

935.3 - - - - - - 935.3

Gastos de operación Producción 109.3 - - - - - - 109.3 Transporte 88.7 - - - - - - 88.7 Petróleo comprado 64.8 - - - - - - 64.8 Gastos de adquisición 1.2 - - - - - - 1.2 Agotamiento y depreciación 270.1 (0.8) - - - (54.6) - 214.7 Generales y administrativos 24.4 - - - - - - 24.4 Compensación por medio de acciones 11.3 - - 2.6 - - - 13.9 Gastos por impuestos sobre el capital en Colombia 2.1 - - - - - - 2.1

571.9 (0.8) - 2.6 - (54.6) - 519.1 Gastos financieros (Ingresos) Ingresos por intereses (1.0) - - - - - - (1.0) Pérdida por pasivo derivado - - - - - - 139.1 139.1 Intereses y acumulación 25.3 0.8 (0.7) - - - 0.3 25.7 Pérdida por conversión de divisas 7.1 - - - (1.4) - - 5.7

31.4 0.8 (0.7) - (1.4) - 139.4 169.5

Utilidad antes de impuestos 332.0 - 0.7 (2.6) 1.4 54.6 (139.4) 246.7

Impuestos corrientes 32.5 - - - - - - 32.5 Impuestos diferidos 59.8 - - - 2.3 8.3 - 70.4

Utilidad neta y utilidad integral $ 239.7 $ - $0.7 $ (2.6) $(0.9) $46.3 $ (139.4) $ 143.8

Estado de flujos de efectivo

La adopción de las NIIF no tuvo ningún efecto en los montos informados de los flujos de efectivo de operación, inversión o financiamiento en el estado consolidado de flujos de efectivo.

Notas a las conciliaciones con las NIIF

a. Reclasificaciones (i) Activos de exploración y evaluación

Los activos de exploración y evaluación de la Compañía consisten en proyectos de exploración cuya factibilidad técnica y comercial aún no se ha determinado. Conforme a los PCGA de Canadá, estos costos se agrupaban con propiedades, planta y equipo. Conforme a las NIIF, los activos de exploración y evaluación se clasifican en una partida separada en el balance general.

(ii) Otra utilidad integral acumulada En la fecha de transición, la Compañía optó por reclasificar en utilidades retenidas las pérdidas por conversión de divisas incluidas en otra utilidad integral conforme a los PCGA de Canadá. Estas diferencias de conversión acumulativas se generaron cuando la Compañía cambió su moneda de presentación de informes, del dólar canadiense al dólar estadounidense, en 2006. Por ello, otra utilidad integral acumulada al 1 de enero de 2010 se reclasificó en utilidades retenidas.

(iii) Acumulación de pasivos por puesta fuera de servicio

106

Conforme a los PCGA de Canadá, la acumulación de pasivos por puesta fuera de servicio se incluía en depreciación y agotamiento. Conforme a las NIIF, se debe incluir en gastos por intereses.

b. Pasivo por puesta fuera de servicio Conforme a los PCGA de Canadá, los pasivos por puesta fuera de servicio se descontaban a una tasa libre de riesgo ajustada al crédito del 9%. Conforme a las NIIF, el flujo de efectivo estimado para el abandono y la rehabilitación de pozos e instalaciones, se ajustó al riesgo, por lo que el pasivo por puesta fuera de servicio se descontó a una tasa libre de riesgo del 4% para todos los períodos presentados.

Conforme a los PCGA de Canadá, la anulación de descuentos, o la acumulación, se incluía en agotamiento y depreciación; conforme a las NIIF, se debe incluir en gastos financieros.

c. Pagos basados en acciones Conforme a los PCGA de Canadá, la Compañía empleaba el método de línea recta para cargar a gastos las opciones de compra de acciones adquiridas. El valor justo de las adjudicaciones basadas en acciones se calculaba como un otorgamiento, y el valor justo resultante se reconocía con el método de línea recta durante el período de adjudicación. Conforme a las NIIF, cada tramo de una adjudicación con diferentes fechas de adquisición se considera como un otorgamiento separado para el cálculo del valor justo, y el valor justo resultante se amortiza durante el período de adquisición de los tramos respectivos. La mayor parte de la diferencia relacionada con la compensación por medio de acciones corresponde al cambio del método de cargar gastos en línea recta conforme a los PCGA de Canadá, al método de gastos de adquisición escalonada conforme a las NIIF. Es por ello que al aplicar las NIIF se reconocen más gastos en los años de adquisición anteriores.

Conforme a los PCGA de Canadá, las adjudicaciones caducadas se reconocían en el momento en que ocurrían. Conforme a las NIIF, las estimaciones de caducidad se reconocen en la fecha de otorgamiento y se revisan en función de las experiencias reales en períodos subsecuentes. La tasa de caducidad estimada se basa en las caducidades históricas.

d. Pasivo de impuestos diferidos La variación en el pasivo de impuestos diferidos se debe principalmente al cambio de la base contable del pasivo por puesta fuera de servicio en la transición a las NIIF, al cambio de la bases contable de las propiedades, planta y equipo, al decremento del agotamiento, y al cambio contable relacionado con las ganancias y pérdidas resultantes de los impuestos denominados en divisas extranjeras.

e. Agotamiento En la transición a las NIIF, la Compañía adoptó la política de agotar los intereses de petróleo y gas con el método de unidad de producción, que se basa en las reservas probadas más las probables. Conforme a los PCGA de Canadá, la política respecto del agotamiento consistía en aplicar el método de unidades de producción basado en las reservas probadas. Además, el agotamiento se calculaba con base en todo el centro de costos colombiano. Las NIIF exigen que el agotamiento y la depreciación se calculen componente por componente.

f. Obligaciones convertibles Conforme a los PCGA de Canadá, las obligaciones convertibles 2016 se clasificaron como instrumentos financieros compuestos, por lo que el instrumento se bifurcó en componentes de deuda y de capital. La porción de capital se reconoció a su valor justo. Conforme a las NIIF, la característica de conversión (la porción de capital conforme a los PCGA de Canadá) de las obligaciones convertibles 2016 se clasifica como pasivo derivado, y tiene que evaluarse a su valor justo en cada período de informes.

6.8 ASPECTOS RELACIONADOS CON LA ACTIVIDAD DEL EMISOR

6.8.1. GRADO DE DEPENDENCIA DE CLIENTES Y PROVEEDORES

La producción de petróleo crudo se vende, a precios de mercado ajustados a diferenciales de calidad, a cuatro contrapartes principales. La mayor parte se vende a ECOPETROL, la empresa petrolera estatal de Colombia, y el resto a tres empresas petroleras internacionales. Generalmente la exposición crediticia máxima de la

107

Compañía a sus clientes es de dos meses de ingresos por ventas. La Compañía no prevé ningún incumplimiento de ninguna de sus contrapartes. Además, redujo su riesgo de crédito frente a ciertas contrapartes por medio de seguros de crédito.

Desglose de cuentas por cobrar

31 de marzo de 2011




Clientes de petróleo crudo 233,100 144,563 37,712 11,497

Otras cuentas por cobrar 10,600 11,032 9,818 5,233

Total 243,700 155,595 47,530 16,730

Cifras expresadas en miles de US$ Fuente: Estados Financieros Petrominerales.

A manera de información, las cifras se presentan en millones de Pesos colombianos convertidas a la tasa de cambio representativa del mercado para el 31 de marzo de 2011: COP$ 1,879, 31 de diciembre de 2010; COP$ 1,913 de diciembre de 2009; COP$ 2,044, 31 de diciembre de 2008: COP$ 2,244.

Desglose de cuentas por cobrar

31 de marzo de 2011




Clientes de petróleo crudo 438,104 276,690 77,092 25,795

Otras cuentas por cobrar 19,922 21,115 20,070 11,741

Total 458,026 297,805 97,162 37,535

Cifras expresadas en millones de Pesos colombianos Fuente: Estados Financieros de Petrominerales

Las cuentas por cobrar a clientes de petróleo crudo normalmente se cobran unos 45 días después del mes de producción.

La política de la Compañía para mitigar el riesgo de crédito asociado a estos saldos consiste en establecer relaciones de comercialización con grandes compradores, negociar el pago anticipado y obtener garantías o seguros de crédito, o ambos. Históricamente, la Compañía no ha experimentado ningún problema de cobranza con sus clientes de petróleo crudo.

6.8.2. DESCRIPCIÓN DE LAS PRINCIPALES ACTIVIDADES PRODUCTIVAS Y DE VENTAS

Los ingresos operacionales de la Compañía dependen de los de PCL, los cuales se derivan a su vez de la actividad económica principal de la producción y venta de crudo.

Producción promedio de petróleo por día

(1)

31 de marzo de

2011

31 de diciembre de

2010



Guaitiquía 20,112 19,901 - -

Corcel 10,654 9,336 15,537 7,562

Neiva 4,121 3,432 2,346 438

Orito 1,949 2,825 3,338 2,946

Casimena 3,966 1,027 - -

Otros 0 506 1,139 21

Total (bppd) 40,802 37,027 22,360 10,967

Fuente: MD&A Petrominerales (1)

Representa el petróleo crudo producido en el período

108

A continuación se presentan los ingresos PCL:

Ingresos 31 de marzo

de 2011 30 de

diciembre de 2010

31 de diciembre de

2009


Venta de Petróleo 349,700 1,048,699 463,655 343,182

Regalía (1) (41,100) (113,416) (42,159) (32,201)

Pérdida por Gestión Riesgo - 0 0 (2,772)

Ingresos por Intereses - 1,001 348 2,379

Total 308,600 936,284 421,844 310,588

Cifras expresadas en miles de US$ Fuente: Estados Financieros Petrominerales

A manera de información, las cifras se presentan en millones de Pesos colombianos convertidas utilizando la tasa de cambio promedio al 31 de marzo de 2011: COP$ 1876.91, 31 de diciembre de 2010; COP$ 1,898, 31 de diciembre de 2009; COP$ 2,153, 31 de diciembre de 2008: COP$ 1,967.

Ingresos 31 de marzo

de 2011 31 de

diciembre de 2010

31 de diciembre de

2009


Venta de Crudo 656,355 1,991,164 998,387 675,078

Regalías (1) (77,141) (215,342) (90,781) (63,343)

Pérdida por Gestión Riesgo - 0 (5,453)

Ingresos por Intereses - 1,900 749 4,680

Total 579,214 1,777,722

908,355 610,962

Cifras expresadas en Millones de COP$ Fuente: Cifras convertidas en base a los Estados Financieros de Petrominerales

(1) Las regalías del gobierno colombiano se cifran a una tasa del 8% hasta que la producción neta de la Compañía por campo rebasa los 5,000 bppd, a partir de lo cual se incrementan un 1% por cada aumento de 10,000 bppd producidos por campo.

Además, ciertos contratos de exploración colombianos establecen el pago de un precio de participación alto si la producción acumulada en un área de explotación en un bloque es superior a cinco millones de barriles. A la fecha, sólo se ha alcanzado ese volumen de producción en el área de explotación Candelilla, en el Bloque Guatiquia. El precio de participación alto se debe pagar a la Agencia Nacional de hidrocarburos (“ANH”) y se calcula como porcentaje de la diferencia entre el precio realizado del petróleo y un precio mínimo determinado por la ANH, multiplicado por una tasa contractual, que generalmente es del 30% para los contratos de Petrominerales.

Por último, la producción del Bloque Corcel está sujeta a una participación en las utilidades netas del 8%. La cuenta de esta participación es un saldo acumulativo que incluye la deducción de las inversiones de capital, de tal suerte que cuando es negativo, no hay ningún monto por pagar.

6.8.3. POSICIONAMIENTO DE PCL EN EL MERCADO LOCAL

Durante el mes de marzo de 2011, PCL se posicionó en el cuarto lugar con una producción promedio diaria de 36,067 barriles.

A continuación se presenta la información de las principales compañías que operan en el mercado local.

109

Empresa Producción Promedio Diaria

(marzo de 2011)

Ecopetrol S.A. – Operación Directa 311,656

Meta Petroleum Limited 188,252

Occidental de Colombia 77,518

Petrominerales Colombia LTD - PCL 36,067

BP Exploration 34,623

Hocol S.A. 33,018

Mansarovar Energy Colombia LTD. 32,478

Petrobras Colombia Limited 27,909

Perenco Colombia Limited 22,128

Gran Tierra Energy Colombia LTD 22,113

Rancho Hermoso S.A. 21,433

Cepcolsa 20,283

Vetra E&E Colombia S.A. 10,505

Emerald Energy PLC 7,999

Hupecol LLC 3,043

Otros 38,123

Total 887,148

Fuente: Ministerio de Minas y Energía Colombia

6.8.4. GENERACIÓN DE EBITDA

El Emisor ha presentado un crecimiento sostenido de su EBITDA durante los últimos años, gracias al desarrollo de sus activos, que se han traducido en una mayor producción de crudo y al alza en los precios internacionales del crudo.

Generación de EBITDA 31 de marzo

de 2011 2010 2009 2008

Ingresos 308.6 936.3 421.8 310.6

Costos operacionales 27.6 175.3 58.2 33.9

Gastos generales y de Administración 9.6 24.4 12.1 10.1

Costos de Transporte 33.5

88.7 49.7 12.9

EBITDA 237.9

647.9 301.8 253.7

Margen de EBITDA 77%

69% 72% 82%

Variación del EBITDA N/A

115% 19.0% --

Cifras expresadas en miles de US$ Fuente: Petrominerales

A manera de información, las cifras se presentan en millones de Pesos colombianos convertidas utilizando la tasa de cambio promedio al 31 de marzo de 2011; COP$1876.91, 31 de diciembre de 2010; COP$ 1,898, 31 de diciembre de 2009; COP$ 2,153, 31 de diciembre de 2008: COP$ 1,967.

Generación de EBITDA 31 de marzo

de 2011 2010 2009 2008

Ingresos 579.2 1,777.7 908.2 610.9

Costos operacionales 51.8 332.8 125.3 66.7

Gastos generales y de Administración 18.0 46.3 26.0 19.9

Costos de Transporte 62.9 168.4 107.0 25.4

110

EBITDA 446.5 1230.2 649.8 498.9

Margen de EBITDA 77% 69% 72% 82%

Variación del EBITDA N/A 89% 30% --

Cifras expresadas en millones de COP$ Fuente: Estados Financieros de Petrominerales

6.9 INFORMACIÓN SOBRE PAGO DE DIVIDENDOS

6.9.1. HISTORIA DE DIVIDENDOS

En el segundo trimestre de 2010, la Compañía empezó a pagar un dividendo trimestral de CAD$0.125 por acción. La estrategia de la Compañía consiste en producir dividendos razonables para los accionistas y a la vez ejecutar un plan operativo orientado al crecimiento acumulativo. El dividendo correspondiente al 31 de diciembre de 2010 se pagó el 15 de enero de 2011. El dividendo correspondiente al primer trimestre de 2011 se pago el 15 de abril de 2011.

Con anterioridad al 10 de junio 10 de 2010, la Compañía no había pagado ni declarado dividendos desde su fecha de constitución.

La política de dividendos de la Compañía ha sido adoptada por la Junta Directiva de la Compañía resultante de la Reorganización.

6.9.2. PAGO DE DIVIDENDOS

Fecha de Declaración Fecha Registro Fecha de Pago Valor 10 de junio de 2010

junio 30 de 2010

julio 15 de 2010

CAD$0.125

16 de septiembre de 2010 30 de septiembre de 2010

15 de octubre de 2011 CAD$0.125

31 de diciembre de 2010 30 de diciembre de 2010

15 de enero de 2011 CAD$0.125

31 de marzo de 2011 29 de marzo de 2011 15 de abril de 2011 CAD$ 0.125


6.10 GENERACIÓN DE FLUJOS DE FONDOS OPERACIONALES

El crecimiento del flujo de fondos de las operaciones es atribuible sobre todo al aumento de los precios de los productos básicos y los volúmenes de ventas derivados de nuestras exitosas actividades de exploración en Guaitiquía.

A continuación se presenta el detalle de los flujos generados por la operación y la ganancia operativa neta.

Cifras en miles de Dólares estadounidenses


Flujo de Fondos de Operaciones 31 de marzo de 2011




Ingresos por venta de crudo 349,700 1,048,699 463,655 343,182

Flujo de Fondos de Operaciones 181,800 597,817 283,824 234,534

111

A manera de información, las cifras se presentan en millones de Pesos colombianos convertidas utilizando la tasa de cambio promedio al 31 de marzo de 2011: 1876.91 COP, 31 de diciembre de 2010; COP$ 1,898, 31 de diciembre de 2009; COP$ 2,153, 31 de diciembre de 2008: COP$ 1,967.

Flujo de Fondos de Operaciones 31 de marzo de 2011




Ingresos por venta de crudo 656,355 1,991,164 998,387 675,078

Flujo de Fondos de Operaciones 341,222 1,135,075 611,158 461,355

Cifras expresadas en millones de COP$

Fuente: Estados Financieros de Petrominerales

Ganancia operativa neta por barril

Ganancia Operativa Neta (US$/bp) 31 de marzo de 2011




Precio de Referencia WTI 94.61 79.63 61.80 99.75

Ganancia Operativa Neta (US$/bp) 69.34 50.17 38.20 65.79

Fuente: EMD&A Petrominerales

6.11 EVOLUCIÓN DEL CAPITAL SOCIAL

A continuación se presentan la evolución del capital de la Compañía

Capital Social 31 de marzo de 2011




Capital* 738,300 897,324 494,981 403,281

Cifras en miles de US$ Fuente: Estados Financieros Petrominerales

A manera de información las cifras se presentan en millones de Pesos colombianos convertidas a la tasa de cambio representativa del mercado para 31 de marzo de 2011; COP$ 1879.47, 31 de diciembre de 2010; COP$ 1,913, 31 de diciembre de 2009; COP$ 2,044, 31 de diciembre de 2008: COP$ 2,244.

Capital Social 31 de marzo de 2011




Capital* 1,387,613 1,716,859 1,011,741 904,963


* Las cifras al 31 de marzo de 2011 son presentadas de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF). Para mayor detalle, referirse a la Nota 23 de los Estados Financieros a marzo de 2011, incluido en la sección 7.5 y a la sección 6.7 del presente prospecto, la cual detalla los principales cambios.

6.12 PRINCIPALES ACTIVOS DEL EMISOR

Los activos de la Compañía están representados de la siguiente forma:

Cifras en miles de Dólares Estadounidenses

31 de marzo de

2011

% 31 de diciembre de 2010


%

112

Activo Activo Corriente Efectivo y equivalentes de efectivo 645,900 32.98% 723,277 40.98% 61,600 8.55% Efectivo restringido - 1,375 0.19% Cuentas por cobrar 243,700 12.44% 155,595 8.82% 47,530 6.60% Impuestos sobre la renta por cobrar 4,259 0.24% 8,462 1.18% Inventario de petróleo crudo 11,600 0.59% 6,077 0.34% 1,376 0.19%

Total Activo Corriente 901,200 46.01% 889,208 50.38% 120,343 16.71% Otros activos 25,200 1.29% 25,398 1.44% 26,594 3.69% Activos de capital* 998,700 50.99% 845,261 47.89% 573,179 79.60% Participación en Oleoducto OBC 28,500 1.46% - - - - Valorizaciones 5,015 0.26% 5,015 0.28% -

Activo total* 1,958,615 100% 1,764,882. 100% 720,116 100%


A manera de información, las cifras se presentan en millones de Pesos colombianos convertidas a la tasa de cambio representativa del mercado al 31 de marzo de 2011: COP$1879.47, 31 de diciembre de 2010; COP$ 1,913.98, 31 de diciembre de 2009; COP$ 2,044, 31 de diciembre de 2008: COP$ 2,244.

31 de marzo de

2011



%

Activo Activo Corriente Efectivo y equivalentes de efectivo 1,213,950 32.98% 1,384,338 40.98% 125,925 8.55% Efectivo restringido - 2,811 0.19% Cuentas por cobrar 458,027 12.44% 297,806 8.82% 97,162 6.60% Impuestos sobre la renta por cobrar 8,152 0.24% 17,298 1.18% Inventario de petróleo crudo 21,802 0.59% 11,631 0.34% 2,813 0.19%

Total Activo Corriente 1,693,778 46.01% 1,701,926 50.38% 246,009 16.71% Otros activos 47,363 1.29% 48,611 1.44% 54,364 3.69% Activos de capital* 1,877,027 50.99% 1,617,812 47.89% 1,171,710 79.60% Participación en Oleoducto OBC 53,565 1.46% - - - - Valorizaciones 9,426 0.26% 9,598 0.28%

Activo total 3,681,158 100% 3,377,948 100% 1,472,083 100%


* Las cifras al 31 de marzo de 2011 son presentadas de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF). Para mayor detalle, referirse a la Nota 23 de los Estados Financieros a marzo 2011, incluido en la sección 7.5 y a la sección 6.7 del presente prospecto la cual detalla los principales cambios.

6.13 GESTIÓN DEL CAPITAL

Una política de la Compañía consiste en mantener una base de capital sólida con miras a flexibilizar el desarrollo de sus negocios y conservar la confianza de los inversionistas, los acreedores y el mercado.

Asimismo, gestiona su estructura de capital y efectúa ajustes en respuesta a los cambios en las condiciones económicas y las características de riesgo de los activos subyacentes.

La estructura de capital de la Compañía incluye capital en acciones ordinarias, obligaciones convertibles, deuda bancaria y superávit de capital de trabajo. A fin de mantener o ajustar dicha estructura, periódicamente emite acciones ordinarias u otros valores, vende activos o ajusta sus gastos de capital en función de los niveles de deuda corrientes y proyectados.

La Compañía prepara presupuestos anuales y los actualiza cuando es necesario conforme a ciertos factores, que incluyen los precios corrientes y proyectados del petróleo crudo, los cambios en la estructura de capital, la

113

ejecución del plan de negocios de la Compañía y las condiciones generales del sector. El presupuesto anual se somete a la aprobación de la Junta Directiva y se revisa y actualiza cada vez que se requiere.

6.14 PROYECTOS EN CURSO

Los proyectos en curso correspondientes a cada una de las propiedades petroleras en Colombia y Perú se encuentran detallados en la sección 5.2 del presente Prospecto.

En la ronda de licitaciones de junio de 2010 se adjudicaron a PCL los bloques 59 y 15, ambos en la Cuenca de los Llanos en Colombia.

El Bloque 59 se encuentra al norte de los campos petroleros de Apiay y Castilla, y abarca 131,286 acres. Nuestros compromisos de la primera fase implican la inversión de US$24.2 millones en el curso de tres años para la adquisición de datos sísmicos tridimensionales de 300 kilómetros cuadrados y la perforación de cuatro pozos de exploración. El bloque cuenta con datos sísmicos de más de 500 kilómetros que nos han permitido identificar varias pistas.

El Bloque 15 está al noreste de los campos petroleros de Cusiana-Cupiagua y abarca 63,188 acres. Nuestros compromisos de trabajo de la primera fase implican gastar US$10.0 millones en el curso de tres años para la adquisición de datos sísmicos tridimensionales de 100 kilómetros cuadrados y la perforación de dos pozos de exploración. En la actualidad, PCL cuenta con datos sísmicos bidimensionales de más de 90 kilómetros que nos han permitido identificar varias pistas de fallas. Se localiza 12 kilómetros al sureste del yacimiento Hurón descubierto en el Bloque Niscota.

Ambos bloques se sujetarán a un nuevo contrato con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (“ANH”) de Colombia (con regalías iniciales del 8%) más una participación estatal del 1% de la producción bruta, pagadero a la ANH. Además, los contratos de hidrocarburos de la ANH correspondientes a 2010 incluyen el pago de un precio de participación alto si la producción acumulada del bloque es superior a cinco millones de barriles. Los contratos relativos a los bloques 15 y 59 están sujetos a la aprobación final del Consejo Directivo de la ANH y la resolución de nuestra controversia contractual con esta agencia previamente publicada.

6.15 FINANCIACIÓN DE LOS PROYECTOS

Petrominerales financió su programa de capital de 2010 internamente, con los flujos de efectivo de las operaciones. El programa de capital correspondiente a 2011 lo financiará mediante una combinación de saldos de efectivo corrientes, flujos de efectivo de las operaciones y líneas de crédito. Al 31 de marzo de 2011, Petrominerales tenía $645.9 millones en efectivo y equivalentes de efectivo, y una base de préstamos de $150 millones sin utilizar. La Compañía considera que se encuentra en una buena posición financiera, con una gran capacidad de crédito y activos disponibles que le están permitiendo incrementar considerablemente la producción, así como obtener ganancias operativas netas y un amplio inventario de prospectos de exploración.

Petrominerales tiene una línea de crédito rotativo con una base de préstamos de $150 millones no utilizada que se revisa semestralmente con el prestamista. También tiene $550 millones de obligaciones convertibles en circulación con vencimiento el 25 de agosto de 2016.

Los activos de Petrominerales proporcionan un importante flujo de fondos de las operaciones y son su mayor fuente de liquidez. La Compañía, que tiene un historial de generación de flujos de fondos positivos de las operaciones, en este rubro registró $597.8 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010 y $181.8 millones para el primer trimestre al 31 de marzo de 2011.

6.15.1. INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

La exploración de hidrocarburos está compuesta de diferentes prácticas y procesos que buscan obtener conocimiento sobre la geología y la existencia o no de yacimientos en una determinada región, al igual que obtener conocimiento sobre una determinada cuenca para definir áreas de interés. Para cualquiera de estos procesos se pueden utilizar varias técnicas de Geología y Geofísica para poder verificar la viabilidad de

114

explotación de un área en particular. Es muy común recurrir a dos tipos de prácticas exploratorias, siendo éstas la sísmica y la perforación de pozos estratigráficos. En el caso de la sísmica encontramos: La sísmica 2D, la cual consiste en líneas separadas por medio de la cual se obtienen imágenes bidimensionales de tiempo contra espacio.

La sísmica 3D consiste en una grilla más densa por medio de la cual se obtienen datos de profundidad, espacio y extensión. Con este análisis se busca obtener una imagen del subsuelo y determinar la profundidad de la formación, para determinar la estructuración en el subsuelo de las diferentes capas y poder identificar qué capa contiene el hidrocarburo a lo largo del espacio, y de esta manera evaluar la prospectividad y proceder a la perforación. Es sólo con la perforación que la Compañía puede determinar si un área determinada es productora o no.

Las inversiones realizadas en este tipo de proyectos benefician de manera inequívoca a la Nación, particularmente en lo que concierne a la participación en producción para la ANH, Agencia Nacional de Hidrocarburos, Unidad Administrativa Especial adscrita al Ministerio de Minas y Energía, entre otros beneficios ya desglosados anteriormente en el memorial de solicitud de estabilidad jurídica. Esta participación consiste en que cada compañía habilitada debe proponer un valor de participación en la producción total después de regalías para la ANH, de tal forma que el bloque será adjudicado a la Compañía que presente una mayor participación en producción para la ANH.

6.15.2. RESERVAS

Los datos de reservas y otra información concerniente al petróleo y al gas fijada en el presente documento corresponde a información al 31 de diciembre de 2010.

PCL contrató a DeGolyer y MacNaughton – “D&M” (auditores independientes de reservas) para evaluar las reservas de PCL al 31 de diciembre de 2010.

Los datos de reservas presentados en el presente Prospecto se basan en la evaluación realizada por D&M de fecha 23 de febrero de 2011, con corte efectivo al 31 de diciembre de 2010 (el “Informe de D&M).

El informe D&M presenta una evaluación, al 31 de diciembre de 2010, de la extensión y valor de las reservas de petróleo crudo probadas y probables, de los bloques Corcel, Guatiquia, Castor y Casimena (cada uno localizado en la cuenca de los llanos), Orito (ubicado en la cuenca del Putumayo) y Neiva (ubicada en la Cuenca del Alto Magdalena), respectivamente, de Colombia. El Informe D&M se elaboró usando definiciones de reserva consistentes con aquellas de NI 51-101. PCL posee participaciones en estas reservas. Los bloques Corcel, Guatiquia, Castor y Casimena 15 son operados exclusivamente por Petrominerales. El operador de las reservas de Orito y Neiva es Ecopetrol. El Informe D&M se elaboró bajo un caso de precios y costos pronosticados.

Las reservas estimadas en el Informe D&M están catalogadas como reservas brutas, brutas de la compañía y netas de la compañía. Las reservas brutas se definen como el petróleo total estimado que se producirá después del 31 de diciembre de 2010 a partir de las reservas evaluadas en el Informe D&M. Las reservas brutas de la Compañía se definen como la cuota de participación efectiva en la explotación de Petrominerales de las reservas brutas antes de la deducción de regalías. Las reservas netas de la Compañía se definen como las reservas brutas de la Compañía después de la deducción de las obligaciones de regalías. Las reservas netas de la compañía y brutas de la compañía estimadas en los campos de Orito y Neiva se limitan a la cuota que le corresponde a la Compañía de los volúmenes incrementales producidos por encima de las curvas de producción de línea base predefinida según los términos de los CPIs suscritos con Ecopetrol.

El Informe D&M presenta los valores que se estimaron para las reservas probadas y probadas más probables usando los costos dispuestos por Petrominerales en dólares de los Estados Unidos ($). Los precios utilizados se basaron en el pronóstico del precio mundial del petróleo crudo de D&M y se ajustaron con base en la información de Petrominerales acerca de los precios del petróleo realizados. Todos los valores monetarios consignados en el Informe D&M están expresados en dólares de los Estados Unidos.

Los valores de las reservas probadas y probadas más probables consignados en el informe D&M están expresados en términos de ingreso bruto futuro, ingreso neto futuro, y valor presente estimados. El ingreso bruto

115

futuro se define como el ingreso que será realizado a partir de la venta de las reservas brutas de la compañía menos los gastos por regalías. El ingreso neto futuro se define como el ingreso bruto futuro menos los gastos operativos directos, costo de capital, participaciones en las utilidades netas e impuestos del país anfitrión. Los gastos operativos incluyen gastos operativos de campo, costos de procesamiento del petróleo, costos de compresión, y una asignación de gastos generales que se relaciona directamente con las actividades de producción. Los costos de capital incluyen partidas tales como instalaciones de producción de superficie, oleoductos, y la perforación de pozos.

Dado que la oficina registrada de PCL‟s está ubicada en Canadá y su casa matriz en Colombia, no se han contabilizado impuestos de renta canadienses en el informe D&M. El valor presente se define como el ingreso neto futuro descontado a una tasa de descuento arbitrario especificada compuesta mensualmente a lo largo del periodo de realización previsto.

Clasificación de las Reservas

Las reservas de petróleo incluidas en el Informe de D&M se clasifican por grado de probabilidad como probadas o probables. Para los propósitos del Informe, las reservas son aquellas cantidades de petróleo y gas que se espera que sean económicamente recobrables de las acumulaciones conocidas.

Las definiciones de reservas señaladas a continuación y utilizadas para las estimaciones contenidas en el Informe de D&M están de acuerdo con aquellas preparadas para el Instrumento Nacional Canadiense 51-101 presentado en el Manual de Evaluación de Petróleo y Gas de Canadá Segunda Edición 1 de septiembre de 2007, Volumen 1, Definiciones y Prácticas y Procedimiento de Reservas (Manual COGE), Sección 5. Las reservas de petróleo se clasifican de acuerdo con las Secciones 5.4.1 y 5.4.3 del Manual COGE. La Sección 5 del Manual COGE recoge la explicación completa y oficial de las definiciones de reservas consignadas en el presente documento.

Notas a las Tablas de Datos de Reserva

Las estimaciones de petróleo crudo presentadas en el reporte de D&M, están basadas en las definiciones y guía contenida en el manual COGE (Canadian Oil and Gas Evaluation – Evaluación Canadiense de Petróleo y Gas). A continuación se ofrece una breve reseña de tales definiciones.

Categorías de Reserva

Las reservas son cantidades remanentes de petróleo crudo estimadas que se espera que sean recobrables de acumulaciones conocidas, a partir de una fecha dada, con base en:

análisis de datos de perforación, geológicos, geofísicos y de ingeniería;

el uso de tecnología establecida, y

condiciones económicas especificadas que sean generalmente aceptadas como razonables, y que sean reveladas.

Las reservas se clasifican de acuerdo con el grado de certidumbre asociado a las estimaciones.

Reservas Probadas – Las reservas probadas son aquellas reservas que puede estimarse con un alto grado de certidumbre de ser recuperables. Es probable que las cantidades remanentes reales recobradas excedan las reservas probadas estimadas.

Reservas Probables – Las reservas probables son aquellas reservas adicionales con menos probabilidad de que sean recobradas que las reservas probadas. Es igualmente probable que las cantidades remanentes reales recobradas sean mayores o menores a la suma de las reservas probables más las reservas probadas estimadas.

Estado de Desarrollo y Producción

116

Cada una de las categorías de reservas (probadas y probables) puede dividirse a su vez en categorías desarrolladas y subdesarrolladas.

Reservas Desarrolladas – Las reservas desarrolladas son aquellas reservas que se espera que sean recuperadas de los pozos existentes e instalaciones montadas o, si las instalaciones no han sido montadas, que involucrarían un pequeño gasto (v.g. comparado con el costo de perforar un pozo) para poner la reservas en producción. La categoría desarrollada puede subdividirse en productoras y no productoras.

Reservas Productoras Desarrolladas – Las reservas productoras desarrolladas son aquellas reservas que se espera que sean recobradas de intervalos completados abiertos al tiempo de la estimación. Estas reservas deben estar en producción actualmente o, si han sido cerradas, deben haber estado en producción anteriormente, y la fecha de reanudación de la producción debe conocerse con un grado de certeza razonable.

Reservas No Productoras Desarrolladas – Las reservas no productoras desarrolladas son aquellas reservas que o bien no han estado en producción, o bien han estado en producción anteriormente, pero están cerradas, y la fecha de reanudación de la producción se desconoce.

Reservas No Desarrolladas – Las reservas no desarrolladas son aquellas reservas que se espera que sean recuperadas de acumulaciones conocidas cuando un gasto significativo (v.g., el costo de perforar un pozo) es necesario para ponerlas en condiciones de producción. Deben satisfacer completamente los requisitos de la clasificación de las reservas (probadas, probables, posibles) a la cual sean asignadas.

En grupos de múltiples pozos, puede ser apropiado asignar reservas grupales totales entre las categorías desarrolladas y no desarrolladas o subdividir las reservas desarrolladas para el grupo en productoras desarrolladas y no productoras desarrolladas. Esta asignación debe basarse en el criterio del evaluador en cuanto a las reservas que serán recobradas de pozos, instalaciones e intervalos de culminación específicos en el grupo y su respectivo estado de desarrollo y producción.

Niveles de Certidumbre para las Reservas Reportadas

Los niveles de certidumbre cualitativa a que se refieren las definiciones anteriores son aplicables a entidades de reserva individual (lo cual se refieren al nivel más bajo en el cual los cálculos de reservas se realizan) y a reservas reportadas (lo cual se refiere a la suma de mayor nivel de estimaciones de entidad individuales para las cuales se presentan estimaciones de reservas). Las reservas reportadas deben ajustarse a los siguientes niveles de certidumbre bajo un conjunto específico de condiciones económicas:

al menos un 90% de probabilidad de que las cantidades realmente recobradas igualen o excedan las reservas probadas estimadas; y

al menos un 50% de probabilidad de que las cantidades realmente recobradas igualen o excedan la suma de las reservas probables y probadas estimadas.

Es deseable una medida cuantitativa de los niveles de certidumbre concernientes a las estimaciones preparadas para las diferentes categorías de reservas para ofrecer una mayor comprensión de los riesgos e incertidumbres asociados. Sin embargo, la mayoría de las estimaciones de reservas serán preparadas usando métodos determinísticos que no ofrecen una medida de probabilidad cuantitativa derivada matemáticamente. En principio, no debe haber diferencia entre las estimaciones preparadas usando métodos probabilísticos y aquellas preparadas usando métodos determinísticos.

Incertidumbres o Factores Significativos que Afectan los Datos de Reservas

Existen numerosas incertidumbres inherentes a estimar cantidades de reservas probadas, incluyendo factores no controlables por la Compañía. Los datos de reservas incluidos en el presente Prospecto representan estimaciones tomadas del Informe de D&M.

117

De manera general, las estimaciones de las reservas de petróleo crudo económicamente recobrables y de los flujos de caja netos futuros de las mismas se basan en una serie de factores y supuestos variables, tales como la producción histórica de los lugares de operación, los efectos supuestos de la regulación por parte de agencias gubernamentales y los costos operativos futuros, todos los cuales pueden variar considerablemente en relación con los resultados reales. La producción, ingresos, impuestos y gastos operativos y de desarrollo reales PCL en relación con estas reservas se apartarán de dichas estimaciones, y estas divergencias podrían ser sustanciales, siempre y cuando exista un grado de incertidumbre inherente asociado a la categoría de reservas particular revelada.

Las estimaciones en relación con la reservas probadas que pueden ser desarrolladas y producidas en el futuro suelen basarse en cálculos volumétricos y en la analogía con tipos de reservas similares en vez de en la historia de producción real. Las estimaciones basadas en estos metros generalmente son generalmente menos confiables que aquellas basadas en la historia de producción real. La evaluación subsiguiente de las mismas reservas con base en la historia de producción resultará en variaciones, que podrían ser sustanciales, en las reservas estimadas.

La Compañía ha usado precios y costos pronosticados al calcular las cantidades de reserva incluidas.

Los flujos de caja netos futuros reales también se verán afectados por otros factores, tales como los niveles de producción reales, la oferta y demanda de petróleo, los recortes o aumentos en el consumo por parte de los compradores de petróleo, los cambios en la tributación o en la regulación gubernamental, las tasas de cambio y el impacto de la inflación sobre los costos. Los valores estimados de los ingresos netos futuros, ya sea que se calculen sin descuento o usando una tasa de descuento, no representan un valor de mercado justo.

Como se discutió bajo el encabezado “Contratos de Producción Incremental”, las reservas de PCL en los campos de Orito y Neiva también están sujetas a un cálculo de “Factor R” bajo el cual la participación de la Compañía en la reservas disminuye a medida que aumenta la proporción entre los ingresos acumulados y los costos acumulados. Por consiguiente, a mayores precios los valores de reserva de la Compañía aumentan pero los volúmenes de reservas disminuyen, con lo cual aumenta la incertidumbre acerca de las reservas.

Salvo cuando se indique algo distinto, los volúmenes de producción diarios promedios de PCL divulgados en el presente documento se basan en la producción de la participación efectiva de la Compañía antes de la deducción de regalías pagadas a otros. Las estimaciones de reservas e ingresos netos futuros para los lugares de operación individuales pueden no reflejar el mismo nivel de confianza que las estimaciones de reservas e ingresos netos futuros para todos los lugares de operaciones, debido a los efectos de la agregación. Nótese que en ciertos casos las columnas pueden no sumar debido al redondeo.

Fuente: Annual Information Form Petrominerales Ltd.

RESUMEN DE RESERVAS DE PETRÓLEO Y GAS PRECIOS Y COSTOS PRONOSTICADOS, al 31 DE DICIEMBRE DE 2010

PETRÓLEO LIVIANO Y

MEDIANO(1)

GAS NATURAL

LÍQUIDO TOTAL

CATEGORÍA RESERVAS

Compañía Brutas

Compañía Netas

Compañía Brutas

Compañía Netas

Compañía Brutas

Compañía Netas

(Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) Probadas Desarrollas 25,927 22,832 1,148 938 27,075 23,770 No desarrolladas 16,544 14,805 367 300 16,911 15,105

Total Probadas 42,471 37,637 1,515 1,238 43,986 38,875 Probables 15,858 13,693 378 283 16,236 13,976

Probadas Más Probables

58,329 51,330 1,893 1,521 60,222 52,851

Nota:

118

1. Incluye reservas de petróleo pesado de Río Ariari de 110 Mbbl bruto para la compañía en propiedades productoras probadas y desarrolladas, probadas totales y probadas más probables (101 Mbbl Neto PCL).

INGRESOS NETOS FUTUROS POR GRUPO DE PRODUCCIÓN (No descontados) PRECIOS Y COSTOS PRONOSTICADOS, US$ al 31 de diciembre de 2010 CATEGORÍA RESERVAS

Ingresos Regalías Costos Operativos

Costos de Desarrollo

Ingresos Netos

Futuros Antes de

Impuestos a la Renta

Impuestos a la Renta

Ingresos Netos

Futuros Después

de Impuestos a la Renta

(US$) (US$) (US$) (US$) (US$) (US$) (US$)

Probadas 3,649,235 432,764 445,950 342,080 2,411,089 572,477 1,875,384 Probadas Más Probables 5,011,139 629,321 576,824 440,411 3,343,590 862,868 2,530,336

VALORES PRESENTES NETOS DE INGRESOS NETOS FUTUROS PRECIOS Y COSTOS PRONOSTICADOS, al 31 de diciembre de 2010 Antes de impuestos a la renta

descontados al (%/año) Después de Impuestos a la renta

descontados al (%/año) 0% 5% 10% 15% 20% 0% 5% 10% 15% 20% CATEGORÍAS RESERVAS

(US$) (US$) (US$) (US$) (US$) (US$) (US$) (US$) (US$) (US$)

Probadas

Desarrolladas 1,470,752 1,321,426 1,203,647 1,108,073 1,028,618 1,166,574 1,046,827 950,913 872,213 806,297 No desarrolladas 940,337 772,177 645,159 547,015 469,584 672,038 547,982 453,602 380,284 322,265 Total Probadas 2,411,089 2,093,603 1,848,806 1,655,088 1,498,202 1,838,612 1,594,809 1,404,515 1,252,497 1,128,562

Probables 932,501 782,382 668,249 579,351 508,603 642,110 537,101 456,936 394,329 344,449

Total Probadas Más Probables

3,343,590 2,875,985 2,517,055 2,234,439 2,006,805 2,480,722 2,131,910 1,861,451 1,646,826 1,473,011

VALOR PRESENTE NETO DE LOS INGRESOS FUTUROS POR GRUPO DE PRODUCCIÓN (Descontado al 10% / año) PRECIOS Y COSTOS PRONOSTICADOS, al 31 de diciembre de 2010 Ingresos netos futuros

antes de impuesto a la renta

Ingresos netos futuros antes de impuesto a la

renta CATEGORÍA RESERVAS

Grupo de Producción (US$) (US$/bp Reservas Netas)

Total Probadas Petróleo Crudo Ligero y Mediano(1)

1,848,806 47.56

Probadas Más Probables

Petróleo Crudo Ligero Y Mediano(1)

2,517,055 47.63

Nota:

1. Incluye líquidos de gas natural y 110 Mbbl de reservas de petróleo pesado.

CONCILIACIÓN DE RESERVAS BRUTAS PCL POR TIPO DE PRODUCTO PRINCIPAL PRECIOS Y COSTOS PRONOSTICADOS RESERVAS DE PETRÓLEO

LIVIANO Y MEDIANO(1) LÍQUIDOS GAS NATURAL

PCL Bruto

Probado

PCL Bruto

Probable

PCL Brutas

Probadas

PCL Brutas

Probadas

PCL Brutas

Probables

PCL Brutas

Probadas

119

Más Probables

Más Probables

FACTORES (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) Diciembre 31. 2009

35,560 16,813 52,373 427 307 734

Recobro Mejorado

493 (283) 210 0 0 0

Revisiones Técnicas

6,391 (5,702) 689 771 88 859

Descubrimientos 13,805 5,205 19,010 400 (17) 383 Factores Económicos

(324) (175) (499) 0 0 0

Producción (13,454) 0 (13,454) (83) 0 (83) Diciembre 31, 2010

42,471 15,858 58,329 1,515 378 1,893

Nota:

1. Descubrimientos y saldo al 31 de diciembre de 2009 incluye reservas de petróleo crudo de Río Ariari de 110 Mbbl PCL brutas probadas y probadas más probables.

COSTOS DE DESARROLLO FUTURO PRECIOS Y COSTOS PRONOSTICADOS. Cifras en Miles de US$ Total Reservas Probadas Total Reservas Probadas Más

Probables YEAR (US$) (US$) 2011 235,952 292,308 2012 75,133 80,590 2013 30,432 66,950 2014 0 0 2015 0 0 2016 0 0 Posteriormente 563 563 Total no descontados 342,080 440,411 Total descontados al 10% 312,050 398,514

Se espera que los costos de desarrollo futuros sean financiados con flujo de caja generado internamente, y de ser necesario mediante una combinación de posible financiación con venta de acciones y deuda, cuyos costos no se espera que tengan un efecto ni sobre las reservas ni sobre los ingresos netos futuros.

Estimaciones de Producción

La siguiente tabla fija el volumen de la producción de PCL estimada para el año terminado el 31 de diciembre de 2010, el cual se refleja en la estimación de los ingresos netos futuros.

PETRÓLEO LIVIANO Y MEDIANO

LÍQUIDOS GAS NATURAL

EQUIVALENTE PETRÓLEO

CATEGORÍA DE RESERVAS Compañía Bruto Compañía Bruto Compañía Bruto (bppd) (bppd) (bpepd)

Colombia Probadas Produciendo

Llanos 13,983 1,455 15,438 Orito 2,178 0 2,178 Neiva 2,934 0 2,934 Llanos Central 14,115 0 14,115

Total Probadas Produciendo 33,210 1,455 34,665

120

Probadas Llanos 15,109 1,507 16,616

Orito 3,074 0 3,074 Neiva 4,071 0 4,071 Llanos Central 18,066 0 18,066

Total Probadas 40,320 1,507 41,827 Probadas mas probables

Llanos 17,630 1,507 19,137 Orito 3,282 0 3,282 Neiva 4,567 0 4,567 Llanos Central 22,704 0 22,704

Total Probadas mas Probables

48,183 1,507 49,690


Supuestos de Precios, Precios y Costos Pronosticados

Para efectos de cálculo se emplearon los siguientes supuestos de precios al 31 de diciembre de 2010.

Año(1) WTI en Cushing (US$/bp)

precios de venta en el campo tasa de Inflación (%/año)

Orito (US$/bp)

Corcel (US$/bp)

Neiva (US$/bp)

Candelilla (US$/bp)

Casimena (US$/bp)

2010 79.63 72.86 68.99 72.58 75.67 63.64 n/a 2011 88.00 81.29 71.84 81.81 78.03 63.95 0 2012 90.78 83.86 75.73 84.39 83.43 71.13 2 2013 93.64 86.50 78.11 87.05 86.06 73.37 2 2014 96.57 89.21 80.56 89.78 88.75 75.66 2 2015 99.58 91.99 83.07 92.58 91.51 78.02 2 Posteriormente +2% por

año +2% por

año +2% por

año +2% por

año +2% por

año +2% por

año +2% por

año Fuente: Annual Information Form Petrominerales Ltd.

Reservas No Desarrolladas

La siguiente discusión generalmente describe la base sobre la cual la Compañía atribuye las reservas no desarrolladas probadas y probables de PCL y sus planes previstos para desarrollar tales reservas no desarrolladas. Información adicional concerniente a los planes de exploración y desarrollo de PCL para el año siguiente se suministra bajo la sección “Propiedades Petroleras”.

PCL actualmente planea proseguir el desarrollo de la mayoría de sus reservas no desarrolladas dentro de los próximos dos años a través de inversiones de capital en el giro ordinario. Sin embargo, PCL puede optar por retrasar el desarrollo dependiendo de diversas circunstancias, incluyendo la existencia de gastos con un mayor nivel de prioridad y los precios de las materias primas prevalecientes y el flujo de caja disponible.

La siguiente discusión describe de manera general la base sobre la cual la Compañía atribuye las reservas probadas y las reservas no desarrolladas probables y sus planes anticipados para desarrollar estas reservas no desarrolladas.

La Compañía planea actualmente perseguir el desarrollo de la mayoría de sus reservas no desarrolladas en el curso de los próximos dos años a través de gastos de capital en el giro ordinario. Sin embargo, la Compañía

121

puede optar por retrasar el desarrollo dependiendo de una serie de circunstancias, incluyendo la existencia de gastos con mayor prioridad y los precios prevalecientes de los commodities y el flujo de caja disponible.

Las reservas de petróleo crudo medio a ligero no desarrolladas de la compañía consignadas en el Informe D&M están ubicadas en Colombia dentro de los bloques de exploración Guatiquia, Corcel, Casimena y Castor y los campos de Orito y Neiva. Dependiendo del éxito de las operaciones, en el curso de los próximos dos años, la Compañía tiene los siguientes planes en relación con el desarrollo de reservas no desarrolladas probadas y probables:

Las reservas no desarrolladas probadas de la Compañía se desarrollarán a través de nueva perforación y terminación de pozos en estas zonas.

El programa de perforaciones y terminaciones en 2011 se concentrará en estas seis zonas y en cualesquiera otras oportunidades que ofrezcan los programas de exploración de la Compañía. En 2011, el programa de perforación planeado de la Compañía incluye:

Llanos Profundos: una locación no desarrollada probada en Guatiquia; Zona Central de los Llanos: una locación no desarrollada probada y una locación

probable en Casimena, una locación probable en Castor; Orito: ocho locaciones; Neiva: 12 locaciones; Rehabilitaciones en todas las zonas y estimulaciones de fractura tanto en Orito como en

Neiva.

El Informe D&M incluye las siguientes locaciones no desarrolladas:

Llanos Profundos:

Corcel: 1 Probables (reentrada A3) Guatiquia: 2 No Desarrollados Probados (Cyelilla-5 y Yatay-2)

Llanos Centrales:

Casimena: 1 no desarrollada Probada (Yenac-3) y 3 Probables (Yenac-4, Yenac-5, Yenac-6)

Castor: 1 no desarrollada Probada (Capybara-2)

Orito: 21 No desarrolladas Probadas y 6 locaciones Probables

Neiva: 26 locaciones No desarrolladas Probadas y 9 locaciones Probables

En la siguiente tabla se observa el volumen de las reservas no desarrolladas probadas y de las reservas no desarrolladas probables registradas al 31 de diciembre a lo largo de los tres últimos ejercicios sociales. Primero atribuido consiste en reservas no desarrolladas asociadas con adquisiciones más descubrimientos.

PRECIOS Y COSTOS PRONOSTICADOS DE RESERVAS NO DESARROLLADAS Al 31 de diciembre de 2010 PETRÓLEO LIVIANO Y MEDIANO

PCL Brutas (Mbbl) LÍQUIDOS GAS NATURAL

PCL Brutas (Mbbl) CATEGORÍA DE RESERVAS

Primero Atribuidas Registradas Primero Atribuidas Registradas

No Desarrolladas Probadas

Antes de 2008 - - - - 2008 3,250 10,385 560 560 2009 10,745 17,450 112 427 2010 13,805 16,544 400 367

122

No Desarrolladas Probables

Antes de 2008 - - - - 2008 3,905 11,469 206 206 2009 7,229 11,626 194 734 2010 5,205 6,182 -17 378


6.15.3. INVERSIONES DE CAPITAL EN CAMPOS DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

PCL prepara presupuestos de gastos de capital anuales, les da seguimiento con regularidad y los actualiza cuando es necesario. La producción de petróleo crudo se supervisa diariamente con el objeto de calcular el flujo de efectivo corriente, y los gastos de capital se controlan mediante autorizaciones de gastos de los proyectos.

Los gastos de capital realizados por PCL se destinan principalmente a las actividades de Perforación y Terminaciones, Instalaciones e Infraestructura, Sísmica y Salud, Medio Ambiente y Seguridad.

A continuación se presenta el gasto de capital realizado por PCL durante 2008, 2009 y 2010.

CAPEX 31 de marzo de 2011




Inversiones de Capital

149,500 506,433 280,879 267,763

Cifras expresadas en miles de US$ Fuente: Estados Financieros Petrominerales

A manera de información las cifras se presentan en millones de Pesos colombianos convertidas utilizando la tasa de cambio promedio al 31 de marzo de 2011: COP$ 1876.91, 31 de diciembre de 2010; COP$ 1,898, 31 de diciembre de 2009; COP$ 2,153, 31 de diciembre de 2008: COP$ 1,967.

CAPEX 31 de marzo de 2011




Inversiones de Capital

280,598 961,366 604,819 527,689


El detalle del gasto de capital para el trimestre finalizado el 31 de marzo de 2011 es el siguiente:

Bloque Perforación y terminaciones

Instalaciones e infraestructura Sísmica

Salud, seguridad,

medio ambiente y

comunidades

Total

Corcel/Guatiquía/ Bloque sur 31 35,000 45,000 1,100 800 81,900 Central Llanos 11,300 14,300 5000 900 31,500

Petróleo Pesado 10,100 8,700 3,000 200 22,000 Neiva 6,200 4,300 100 500 11,100 Perú 400 300 1300 500 2,500 Orito 0 100 100 100 300

123

Foothills 0 100 0 100 200

Total 63,000 72,800 10,600 3,100 149,500

Cifras en miles de Dólares estadounidenses Fuente: Estados Financieros Petrominerales

6.16 OTROS ACTIVOS

Inversiones en Estaciones de Descarga

En noviembre de 2008, PCL celebró un contrato para construir la instalación de descarga de Monterrey, adyacente al Bloque Corcel, a cambio de derechos preferenciales para entregar hasta 20,000 barriles de petróleo diarios iniciales a la instalación por un periodo de 15 años. Para mayor detalle ver la sección 5.2.1.4.2 Contratos de Descarga del presente prospecto.

Las tarifas para ductos prepagadas son los costos de construcción de la instalación de descarga de petróleo crudo en Monterrey, los cuales se están amortizando con el método de unidades de producción, que se basa en los barriles de petróleo entregados a la instalación.

Cifras en miles de Dólares Estadounidenses

Anticipos en Costos de Transporte

Cargos Diferidos Total Otros Activos

Saldo al 31 de diciembre de 2010

$21,200 $4,100 $25,300

Más 200 800 1,000 Menos: amortización -800 -300 -1,100

Saldo al 31 de marzo de 2011

$20,600 $4,600 $25,200

Fuente: MD&A Petrominerales

Inversiones en Oleoductos

La capacidad de transporte de petróleo en Colombia, y particularmente en la Cuenca de Los Llanos, se ha convertido en uno de los cuellos de botella para el crecimiento de la producción de petróleo del país. Conforme a la importancia que tiene para PCL la cuenta de los llanos, como región fundamental el crecimiento de PCL, hemos hecho una oferta para participar con un 9,65 por ciento del Oleoducto Bicentenario de Colombia ("OBC"), proyecto que está siendo liderado por ECOPETROL. Gracias a esta inversión, se espera tener acceso a sitios estratégicos de descargue, que ayuden a mantener los volúmenes de venta y utilidad neta por barril.

La fase cero del proyecto se encuentra completada y se ha incrementado en 40.000 bpd la capacidad de descarga de petróleo en Banadia, ubicado en el inutilizado oleoducto que conecta el campo de Cano Limón con el puerto de exportación en Coveñas. La primera fase del proyecto conectará la producción de la cuenca de los Llanos desde Araguaney a Banadia. Esta fase se espera que tenga un costo cercano a US$ 1 Bn, (US$ 96.5 millones netos para PCL) e incrementar aproximadamente en 120.000 bpd (11,580 netos bpd para PCL) la capacidad de transporte. Se espera que esta fase entre en operación el cuarto trimestre de 2011. Las fases dos y tres del proyecto serán completadas a finales de 2013 y podría añadir otros 330.000 bpd de la capacidad de transporte con costo total de aproximadamente US$ 4,4 bn. Además de proporcionar acceso infraestructura clave de transporte, esta inversión en OBC prevé una atractiva tasa de rentabilidad basada en los precios de mercado, en comparación con el transporte por camiones de la Cuenca de Los Llanos a los puntos de exportación de Colombia.

124

6.17 PATENTES, MARCAS Y OTROS DERECHOS DE PROPIEDAD DEL EMISOR EXPLOTADOS POR TERCEROS

No existen patentes, marcas ni otros derechos de propiedad de la Compañía que estén siendo usadas bajo convenio con terceras personas, por lo cual, no existen regalías ni ganancias relacionadas con patente, marca o derecho alguno.

6.18 OFERTAS PÚBLICAS DE ADQUISICIÓN DE ACCIONES DE LA COMPAÑÍA

A la fecha, no se han realizado ofertas públicas de adquisición de Acciones de la Compañía.

6.19 READQUISICIÓN DE ACCIONES DE LA COMPAÑÍA

El 25 de Mayo, Petrominerales anuncio que la Junta Directiva aprobó la recompra de acciones ordinarias en el mercado secundario mediante el mecanismo de Normal Course Issuer Bid “NCIB”.

Toronto Stock Exchange (“TSX”) acepto la notificación realizada por Petrominerales para llevar a cabo de recompra de acciones en el Mercado secundario en cumplimiento de la regulación aplicable. De acuerdo con la aprobación de TSX, Petrominerales tiene autorización para recomprar hasta 8,212,601 acciones ordinarias, que representan aproximadamente 10% del flotante. En una sesión de negociación Petrominerales no comprará más de 150,729 acciones.

La Compañía está autorizada para realizar las operaciones de recompra en un periodo comprendido entre Mayo 27, 2011 y Mayo 26, 2012, o en un plazo inferior, hasta que se complete la totalidad de la recompra o a opción de Petrominerales se de la terminación del mecanismo de NCIB.

Las acciones serán recompradas al precio de mercado prevaleciente al momento de la transacción. Todas las acciones ordinarias adquiridas a través del NCIB, serán canceladas.

Entre el 17 de agosto de 2008 y el 17 de agosto de 2009, Petrominerales Ltd. recompró 3,317,000 acciones ordinarias conforme a una oferta de compra normal por parte del emisor, a un costo promedio de US$9.20 (CAD$10.94) cada una, es decir, un costo total de US$30.0 millones. Todas las acciones ordinarias así adquiridas se cancelaron.

6.20 PASIVO

El total del pasivo de la Compañía es el siguiente.

Pasivo 31 de marzo de

2011

% 31 de diciembre de

2010


2009

%

Pasivo Corriente Cuentas por pagar 298,000 24.42% 308,995 35.62% 106,834 47% Impuestos sobre la renta por pagar

37,100 3.04% - 0.0%

Obligaciones Convertibles

- 0.0% 76,829 34%

Total Pasivo Corriente

335,100 27.46% 308,995 35.62% 183,663 82%

Pasivos de Impuestos sobre la renta futuros*

104,200 8.54% 104,427 12.04% 34,724 15%

Porción de Largo Plazo del Impuesto al Patrimonio

20,300 1.66%

Obligaciones Convertibles*

441,800 36.20% 441,384 50.88% 0 0%

Pasivo Instrumento Derivado

279,200 22.88%

125

Fondo obligatorio de retiro*

39,700 3.25% 12,752 1.47% 6,748 3%

Total Pasivo 1,220,300 100% 867,558 100.00% 225,135 100.00%

Cifras en miles de Dólares Estadounidenses Fuente: Estados Financieros Petrominerales

A manera de información, las cifras se presentan en millones de Pesos colombianos convertidas a la tasa de cambio representativa del mercado al 31 de marzo de 2011: COP$1879.47, 31 de diciembre de 2010; COP$ 1913.98, 31 de diciembre de 2009; COP$ 2,044, 31 de diciembre de 2008: COP$ 2,244.

Pasivo 31 de marzo de

2011


2010


2009

%

Pasivo Corriente Cuentas por pagar 560,082 24.42% 591,410 35.62% 218,393 47% Impuestos sobre la renta por pagar

69,728 3.04% - 0% 0 0%


- 0% 157,056 34%

Total Pasivo Corriente

629,810 27.46% 591,410 35.62% 375,449 82%

Pasivos de Impuestos sobre la renta futuros*

195,841 8.54% 199,871 12.04% 70,984 15%

Porción de Largo Plazo del Impuesto al Patrimonio

38,153 1.66%

Obligaciones Convertibles*

830,350 36.20% 844,800 50.88% 0 0%


524,748 22.88%

Fondo Obligatorio de retiros*

74,615 3.25% 24,407 1.47% 13,794 3%

Total Pasivo 2,293,517 100% 1,660,488 100.0% 460,228 100.00%


* Las cifras al 31 de marzo de 2011 son presentadas de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF). Para mayor detalle, referirse a la Nota 23 de los Estados Financieros a marzo 2011, incluidos en la sección 7.5 y a la sección 6.7 del presente prospecto la cual detalla los principales cambios.

6.21 ENDEUDAMIENTO FISCAL

La Compañía presenta obligaciones fiscales por US$124.5 millones o su equivalente a COP$ 233,994 millones al 31 de marzo de 2011.

6.22 OBLIGACIONES FINANCIERAS

No obstante, al 31 de marzo de 2011, Petrominerales Ltd. tenía una facilidad crediticia de US$150 millones sin utilizar, la cual está garantizada con la totalidad de sus activos, se revisa semestralmente junto con el prestamista y expira el 30 de diciembre de 2013.

PCL también tiene líneas de crédito disponibles en Colombia por un total US$ 41.2 millones. Los anticipos cubiertos por la facilidad crediticia están respaldados por un pagaré otorgado por PCL.

Al 31 de marzo de 2011, PCL tenía cartas de crédito en circulación por un total de US$25.5 millones para garantizar compromisos de trabajo relacionados con bloques de exploración. Las cartas de crédito emitidas

126

contra la línea de crédito operativa en Colombia, reducen los montos disponibles en virtud de la facilidad crediticia.

En adición, en la operación en Perú, la Compañía tiene cartas de crédito en circulación por US$ 1.1 millones.

PCL cumple con las disposiciones de sus contratos sobre obligaciones convertibles y líneas de crédito.

La Compañía cumple con las disposiciones de nuestros contratos sobre las obligaciones convertibles y la línea de crédito. Las estipulaciones financieras de la línea de crédito exigen el mantenimiento de una relación entre deuda bancaria y utilidades de doce meses continuos antes de intereses, impuestos, agotamiento, depreciación y amortización menor de 3.0 veces, y una relación corriente mayor de 1.0 vez (activo circulante dividido entre pasivo circulante menos deuda bancaria no utilizada y porción del pasivo de las obligaciones convertibles).

Las estipulaciones financieras de las obligaciones convertibles exigen que se mantenga una relación entre valor en libros del patrimonio y total de activos de 30% como mínimo, y que el monto de las garantías y gravámenes sobre ese valor en libros se limite al 35% del total de activos.

A corte de 2008, 2009 y 2010, PCL no ha presentado endeudamiento bancario.

6.23 COMPROMISOS

El siguiente cuadro resume los compromisos contractuales de la Compañía al 31 de marzo de 2011:

Tipo de obligación Total < 1 año 1-3 años 4-5 años

Contratos de exploración (1) 81,700 37,500 42,900 1,300 Contrato de transporte y Almacenamiento

16,600 8,400 8,200 -

Participación en Oleoducto OBC 71,100 71,100 - - Leasing de oficinas 7,600 2,000 4,100 1,500

Total 177,000 119,000 55,200 2,800

Cifras en miles de Dólares estadounidenses Fuente: Estados Financieros Petrominerales

(1) Conforme a los contratos de exploración, dentro de los tres próximos años la Compañía debe cumplir con compromisos de trabajo por un total de $53.3 millones. Estos compromisos forman parte del curso normal de sus actividades, que incluyen costos de propiedades, adquisición y procesamiento de datos sísmicos y perforación de pozos de exploración. La Compañía ha emitido cartas de crédito por un total de $25.4 millones para garantizar las obligaciones estipuladas en estos contratos de exploración.

6.24 GESTIÓN DE INSTRUMENTOS FINANCIEROS

El riesgo de mercado es el riesgo de que los cambios en los factores de mercado, tales como los tasas de cambio, los precios de los productos básicos y las tasas de interés, afecten los flujos de caja, la utilidad neta, la liquidez o el valor de los instrumentos financieros de la Compañía.

La gestión del riesgo de mercado tiene por objeto mitigar las exposiciones a éste cuando se considera necesario y maximizar los rendimientos.

La Compañía puede usar diversos instrumentos derivados para enfrentar el riesgo de mercado. La Junta Directiva revisa periódicamente los resultados de todas las actividades de gestión de riesgos y posiciones en circulación.

127

Riesgo Cambiario

El riesgo de divisas es el riesgo de que el valor justo o los flujos de efectivo futuros de un instrumento financiero fluctúen a causa de variaciones en los tipos de cambio. La Compañía está expuesta a estas variaciones debido a que algunos de los gastos de PCL están denominados en pesos colombianos y Dólares canadienses.

Al cierre del periodo finalizado al 31 de marzo de 2011, PCL no tenía ningún contrato forward sobre tasa de cambio.

Riesgo de precios de los commodities

El riesgo de precios de los commodities es el riesgo de que las variaciones en estos precios causen fluctuaciones en el valor justo o los flujos de efectivo futuros de un instrumento financiero. Las variaciones importantes de los precios de los commodities también pueden afectar la base de préstamos de la Compañía conforme a su línea de crédito con garantía. La reducción de dichos precios puede mermar la capacidad de la Compañía para reunir capital. Los sucesos económicos internacionales que determinan los niveles de oferta y demanda influyen en los precios del petróleo crudo.

Periódicamente, la Compañía intenta mitigar el riesgo de precios de los commodities mediante el uso de instrumentos financieros derivados. Una política de la Compañía es celebrar únicamente contratos de commodities que considera adecuados hasta por un máximo del 50% de sus volúmenes de producción proyectados.

Durante el primer trimestre de 2011 la Compañía celebro dos contratos de cobertura de precios de barriles de petróleo, los cuales dejaron como resultado una utilidad de US$ 3.4 millones. El detalle de los contratos puede encontrarse en la Nota 20 de los Estados Financieros.

Riesgo de tasas de interés

El riesgo de tasas de interés es el riesgo de que el valor justo o los flujos de efectivo futuros de un instrumento financiero fluctúen debido a variaciones en las tasas de interés de mercado. La Compañía está expuesta al riesgo de flujo de efectivo de tasas de interés en su deuda bancaria a tasa de interés flotante, en la medida en que la utilice, debido a las fluctuaciones en las tasas de interés de mercado y el riesgo de precio de las tasas de interés sobre las obligaciones convertibles a tasa fija. El resto de sus activos y pasivos financieros no está expuesto al riesgo de tasas de interés. Actualmente la Compañía no tiene una sensibilidad significativa a las tasas de interés.

Al cierre del periodo finalizado al 31 de marzo de 2011, no tenía ningún contrato financiero o de intercambio de tasas de interés.

6.25 PASIVO PENSIONAL

La Compañía no tiene pasivo pensional.

6.26 CONTINGENCIAS

La Compañía no puede prever la resolución final de ciertas controversias en que Petrominerales se ha visto envuelta en el curso de sus actividades normales. Petrominerales contabiliza los costos en el período en que se incurren o pueden determinarse. La Dirección estima que la resolución de estos asuntos no tendría ningún efecto sustancial adverso en la situación financiera o los resultados operativos consolidados de la Compañía.

Controversia sobre precio de participación alto

Actualmente Petrominerales está envuelta en una controversia con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (“ANH”) relacionada con la interpretación del contrato de exploración del Bloque Corcel (“Contrato de Corcel”) celebrado entre ambas el 2 de junio de 2005.

128

El Contrato Corcel estipula que Petrominerales debe pagar a la ANH un precio de participación alto cuando la producción acumulada de un área de explotación supere los cinco millones de barriles de petróleo, determinado antes de la deducción de regalías. El precio de participación alto asciende al 30 por ciento del precio recibido por arriba de ciertos precios mínimos, según la calidad del petróleo producido.

La ANH ha expresado la opinión de que para determinar cuándo debe pagarse el precio de participación alto, hay que combinar todas las áreas de explotación a que se refiere el Contrato Corcel. Puesto que la producción combinada de las áreas de explotación del Bloque Corcel ha superado los cinco millones de barriles de petróleo, la ANH sostiene que Petrominerales está obligada a pagar un precio de participación alto con respecto a la producción de esas áreas a partir de abril de 2009. En consonancia con su opinión, la ANH solicitó pagos adicionales agregando $69.1 millones a la fecha. Si bien la producción acumulada del bloque era de 14.4 millones de barriles al 31 de marzo de 2011, ningún área de explotación de Petrominerales en ese bloque ha producido acumulativamente más de cinco millones de barriles de petróleo.

Petrominerales disiente con la interpretación de la ANH ya que desde su punto de vista el Contrato Corcel estipula que el precio de participación alto debe pagarse a partir de que el área de explotación de que se trate haya producido acumulativamente más de cinco millones de barriles de petróleo.

Actualmente la controversia está sometida a un proceso de solución conforme a lo dispuesto en el Contrato Corcel. Petrominerales prevé que la solución será favorable para la Compañía, por lo que los presentes estados financieros no incluyen ninguna provisión para regalías adicionales.

6.27 ANÁLISIS FINANCIERO

La Compañía se encuentra vigilada por las autoridades bursátiles de Canadá al igual que la Bolsa de Toronto (TSX) y reporta Estados Financieros de manera trimestral a estas entidades.

Los estados financieros anuales se encuentran auditados por el auditor externo quien presentó su último informe sobre los estados financieros consolidados a diciembre 31 de 2010 y 2009, manifestando conformidad con las normas respectivas, las instrucciones y prácticas contables y de consolidación expedidas por la regulación canadiense.

La Compañía ha preparado Estados Financieros a corte de 31 de marzo de 2011.

PCL en Colombia se encuentran bajo la vigilancia de la Superintendencia de Sociedades.

A continuación, respecto de PCL encontrarán la información correspondiente a:

Cambios Significativos en ventas.

Costos de Ventas

Gastos de Operación

Costo integral de financiamiento

Información relativa a las inversiones en capital.

Explicación en los cambios ocurridos en las principales cuentas del balance del último ejercicio.

No obstante lo anterior, los Estados Financieros anuales auditados proveen una mayor descripción al respecto. Al igual que el Informe Anual para el cierre de 2010, el cual se encuentra anexo al presente Prospecto.

Petrominerales Balance General Consolidado

Cifras en Miles de USD

Mar. 2011 dic. 2010 dic. 2009 Variación (US$)

Variación (%)

Explicación Variaciones

Activos Corrientes

Efectivo 645,900 723,277 61,600 661,677 1074% Caja utilizada para financiar las

129

operaciones de la Compañía

Inversiones Obligatorias

- - 1,375 -1,375 -100%

Correspondiente a Caja restringida para las cartas de crédito

Deudores 243,700 155,595 47,530 108,065 227%

Variación relacionada con el crecimiento de las ventas

Impuestos Pagados por Anticipado

- 4,259 8,462 -4,203 -50%

Inventario de Petróleo 11,600 6,077 1,376 4,701 342%

Crudo ya explotado en los campos que aun no ha sido vendido

Total Activos Corrientes

901,200 889,208 120,343 768,865 639%

Otros Activos 25,200 25,398 26,594 -1,196 -4%

Gastos de transporte pagados por anticipado

Propiedad Planta y Equipo Neto*

998,700 845,261 573,179 272,082 47%

Variación dada por el incremento en reservas probadas

Participación en Oleoducto OBC

28,500 - - - - Inversión en la primera fase del oleoducto OBC

Valorizaciones 5,000 5,015 - 5,015 TOTAL ACTIVOS 1,958,600 1,764,882 720,116 1,044,766 145%

Pasivos Corrientes

Cuentas por Pagar 298,000 308,995 106,834 202,161 189%

Variación relacionada con el incremento en ventas

Impuestos sobre la renta por pagar

37,100 - -


- - 76,829 -76,829 -100%

Reclasificación de la facilidad dado su corto plazo en vencer

Total Pasivos Corrientes

335,100 308,995 183,663 125,332 68%

Impuestos futuros* 104,200 104,427 34,724 69,703 201%

Incremento relacionado con el aumento en reservas probadas

Porción Largo Plazo Impuesto sobre Patrimonio

20,300

Fondos obligatorios de retiro*

39,700 12,752 6,748 6,004 89%

Correspondiente a fondos para financiar las obras de restitución ambiental de los campos

130

Convertibles* 441,800 441,384 - 441,384

Correspondiente a la nueva emisión de bonos convertibles.


279,200

Total Pasivos 1,220,300 867,558 225,135 642,423 285% Patrimonio Bonos Convertibles en Acciones*

-- 97,396 10,407 86,989 836%

Acciones Ordinarias 304,500 301,941 197,709 104,232 53% Reserva para remuneración en acciones

27,000

Superávit de Capital* 16,058 7,328 8,730 119% Correspondiente a la valorización de los activos fijos

Otras Utilidades Acumuladas*

16,024 16,024 - 0%

Utilidades Retenidas* 406,800 465,905 263,513 202,392 77%

Incremento relacionado con una mayor generación de utilidades netas

Total Patrimonio 738,300 897,324 494,981 402,343 81% Pasivo + Patrimonio 1,958,600 1,764,882 720,116 1,044,766 145%

Petrominerales Estado de Pérdidas y Ganancias

Cifras en Miles de USD

Mar. 2011 dic. 2010 dic. 2009 Variación (US$)

Variación (%)

Explicación Variaciones

Ingresos

Por venta de Crudo 349,700 1,048,699 463,655 585,044 126%

Correspondiente al incremento en la producción y a la alza en los precios del crudo

Royalties -41,100 -113,416 -42,159 -71,257 169%

Variación relacionada con el aumento de producción

Ingresos Financieros - 1,001 348 653 188%

Correspondiente a ingresos por inversiones de corto plazo

Total Ingresos 308,600 936,284 421,844 514,440 122% Egresos

Producción 27,500 109,348 58,203 51,145 88%

Variación relacionada con el aumento en producción

Transporte 33,500 88,678 49,743 38,935 78%

Variación relacionada con el aumento de producción y las tarifas de transporte

Compras de Crudo 100 64,752 - 64,752 - Gastos Generales y 9,600 24,402 12,091 12,311 102% Variación

131

Administrativos correspondiente al crecimiento de personal necesario

Costos de Adquisición - 1,190 - 1,190 -

Perdida en Cambio* - 7,153 8,274 -1,121 -14%

Correspondiente a perdidas en expresión de ingresos (USD) y de costos (COP)

Gastos de Intereses* 27,700 25,290 9,809 15,481 158%

Compensación basada en acciones*

6,300 11,274 4,513 6,761 150% Relacionado con el incremento en producción

Depreciaciones y Amortizaciones*

67,700 270,070 159,609 110,461 69%

Relacionado con el incremento en la base de activos fijos

Total Egresos 172,400 602,157 302,242 299,915 99%

Utilidad antes de Impuestos

(52,900) 334,127 119,602 214,525 179%

Gasto de Impuesto* 46,500 94,432 19,456 74,976 385%

Correspondiente a menor base gravable por incremento de costos

Utilidad Neta 36,800 239,695 100,146 139,549 139%

Las variaciones absolutas, relativas y el análisis se encuentran para los periodos diciembre de 2010 frente a diciembre de 2009, correspondientes a los cierres fiscales de PCL.

* Las cifras al 31 de marzo de 2011 son presentadas de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF). Para mayor detalle, referirse a la Nota 23 de los Estados Financieros a marzo 2011, incluidos en la sección 7.5 y a la sección 6.7 del presente prospecto la cual detalla los principales cambios.

132

Agente Estructurador en Colombia

133

7. ANEXOS

7.1 CERTIFICACIÓN DEL REPRESENTANTE LEGAL DE PETROMINERALES SOBRE EL CONTENIDO DEL PROSPECTO.

134

The undersigned, in my condition of Legal Representative of Petrominerales Ltd.,

CERTIFIES

THAT I have used all due diligence in the verification of the contents of the Information Prospectus and that, within the scope of my capacity, I hereby certify the correctness of same and that no material information that could affect the decisions of future investors has been omitted from such Prospectus. THAT, as allowed within my capacity, the statements contained in the financial statements mentioned in the Information Prospectus have been previously verified and have been correctly taken from the corporate records of the company and the financial statements, and that the financial statements and other information relevant to the general public do not contain any inaccuracies, omissions or errors that would otherwise impede understanding the true situation financial situation or operations of Petrominerales Ltd. [FIRMADO] Kelly Sledz Chief Financial Officer

135

El suscrito Representante Legal de Petrominerales Ltd.

CERTIFICA

Que empleó la debida diligencia en la verificación del contenido del Prospecto de Información y que, dentro de su respectiva competencia, certifica la veracidad de la misma y que en el Prospecto no se presentan omisiones de información que revistan relevancia y que puedan afectar la decisión de los futuros inversionistas. Que dentro de su respectiva competencia, certifica que las afirmaciones contenidas en los estados financieros que se encuentren en el Prospecto de Información han sido verificadas previamente, que las mismas han sido tomadas fielmente de los libros y que los estados financieros y otros informes relevantes para el público no contienen imprecisiones, vicios o errores que impidan conocer la verdadera situación patrimonial o las operaciones de Petrominerales Ltd. [FIRMADO] Kelly Sledz Gerente Financiero

136

7.2 CERTIFICACIÓN DEL REVISOR FISCAL (AUDITOR EXTERNO) DE PETROMINERALES SOBRE EL CONTENIDO DEL PROSPECTO

137

Deloitte & Touche LLP Suite 700 850 – 2nd Street SW Calgary AB T2P 0R8 Canada Tel: (403) 267-1700 Fax: (403) 264-2871 www.deloitte.ca

.

April 8, 2011

Petrominerales Ltd.

Calle 116 No. 7-15 Interior 2, Edificio Torre Cusezar, Piso 6

Bogotá D.C., Colombia

Re: Petrominerales Ltd.

We act as external auditors of Petrominerales Ltd. (the "Company") and we have audited the consolidated

financial statements of the Company as at and for the years ended December 31, 2010 and 2009 prepared under

Canadian generally accepted accounting principles ("Canadian GAAP"). On March 2, 2011 the following

financial results were reported to the shareholders of the Company, which have been attached to the information

prospectus for listing of the Company's common shares on the National Registry of Securities and Issuers and on

the Colombia Stock Exchange (the "Prospectus"):

Consolidated balance sheets as at December 31, 2010 and 2009; and

Consolidated statements of operations and retained earnings, comprehensive income and cash flow for the

years ended December 31, 2010 and 2009.

We have also reviewed that the amounts shown in Colombian pesos have been translated from U.S. dollars shown

in the consolidated financial statements using the appropriate closing or average exchange rates.

This certification is issued to the Financial Superintendent for the purpose of meeting the requirements of the

filing of the Prospectus.

Yours truly,

(signed)

“Blair Kraus”

Partner

Deloitte & Touche LLP

138

Deloitte & Touche LLP Suite 700 850 – 2nd Street SW Calgary AB T2P 0R8 Canada Tel: (403) 267-1700 Fax: (403) 264-2871 www.deloitte.ca

8 de abril de 2011

Petrominerales Ltd.

Calle 116 No. 7-15 Interior 2, Edificio Torre Cusezar, Piso 6

Bogotá D.C., Colombia

Re: Petrominerales Ltd.

Actuamos como auditores externos de Petrominerales Ltd. (la "Compañía") y hemos auditado los estados

financieros consolidados de la Compañía al 31 de diciembre de 2010 y 2009 y por los años terminados en esas

fechas, preparados conforme a los principios de contabilidad generalmente aceptados de Canadá ("GAAP de

Canadá"). El 2 de marzo de 2011 se reportaron los siguientes resultados financieros a los accionistas de la

Compañía, los cuales se han anexado al prospecto de información para la inscripción de las acciones ordinarias de

la Compañía en el Registro Nacional de Valores y Emisores y en la Bolsa de Valores de Colombia (el

"Prospecto"):

Balances generales consolidados al 31 de diciembre de 2010 y 2009;

Estados consolidados de operaciones y utilidades retenidas, de utilidad integral y flujos de efectivo por los

años terminados el 31 de diciembre de 2010 y 2009.

Hemos revisado también que las cantidades presentadas en pesos colombianos hayan sido convertidas de los

valores en dólares estadounidenses presentados en los estados financieros consolidados mediante el uso de las

tasas de cambio al cierre o promedio adecuadas.

Esta certificación se expide para el Superintendente Financiero, con el propósito de cumplir los requisitos de la

radicación del Prospecto.

Cordialmente,

(firmado)

“Blair Kraus”

Partner

Deloitte & Touche LLP

139

7.3 CERTIFICACIÓN DEL REPRESENTANTE LEGAL DEL AGENTE ESTRUCTURADOR SOBRE EL CONTENIDO DEL PROSPECTO.

140

El suscrito Representante Legal de Citivalores S.A. Comisionista de Bolsa

CERTIFICA

Que actúa como estructurador de Petrominerales Ltd en el registro de las acciones ordinarias de Petrominerales Ltd en Registro Nacional de Valores y Emisores (“RNVE”) en la República de Colombia.

Que dentro de su respectiva competencia, ha verificado la información contenida en el prospecto de información de las Acciones Ordinarias, y que en su opinión la misma refleja la situación administrativa, financiera y comercial del Emisor. En el Prospecto de Información no se presentan omisiones que revistan relevancia y que puedan afectar la decisión de los futuros inversionistas.

Que Citivalores S.A. Comisionista de Bolsa no ha auditado de manera independiente la información fuente que sirvió de base para la elaboración de este Prospecto de Información y por lo tanto no tendrá ninguna responsabilidad por cualquier información explícita o implícita en él contenida.

[FIRMADO]

Elizabeth Rey Representante Legal Citivalores S.A. Comisionista de Bolsa

141

7.4 CONCEPTO DEL ABOGADO DE CANADÁ DE PETROMINERALES TRADUCIDO AL CASTELLANO Y DEBIDAMENTE AUTENTICADO.

142

OGILVY

RENAULT

ENVIADO POR E-MAIL Y CORREO ORDINARIO

23 de marzo de 2011

Superintendencia Financiera de Colombia

Bogotá D.C.

Estimados Señores:

RE: 1567725 Alberta Ltd. –

Cotización en el Registro Nacional de Valores y Emisores de Colombia

Actuamos como asesores legales canadienses para 1567725 Alberta Ltd. (la “Compañía”). Usted nos ha solicitado dar esta

opinión legal en relación con la cotización propuesta de acciones comunes (las “Acciones”) de la Compañía en el Registro

Nacional de Valores y Emisores de Colombia (“RNVE”).

De conformidad con y al término del plan de acuerdo bajo la sección 193 de la Ley de Sociedades Comerciales (Alberta) (la

“ABCA”) y un esquema del acuerdo de conformidad con la sección 99 de la Ley de Compañías de 1981 (Bermuda)

(colectivamente, la “Reorganización”), la Compañía se convirtió en un “emisor que reporta” en ciertas Provincias de Canadá

las Acciones fueron cotizadas en la Bolsa de Valores de Toronto (“TSX”) bajo el símbolo “PMG”. La Reorganización entró

en vigencia el 31 de diciembre de 2010.

Ámbito de Revisión

Hemos examinado tales estatutos, registros públicos, registros y documentos corporativos y certificados de funcionarios

públicos y hemos considerado tales materias legales y hemos realizado tales indagaciones con tales personas, según lo

consideramos apropiado o necesario como base para la opinión expresada aquí.

Calificaciones

Estamos calificados para ejercer el derecho en la Provincia de Alberta, Canadá y nuestras opiniones expresadas en el presente

documento están limitadas a las leyes de la Provincia de Alberta y las leyes federales de Canadá aplicables al mismo

(conjuntamente “Leyes Aplicables”) según tales leyes existan y sean interpretadas a la fecha de este documento y no tengan

en consideración ninguna regla o cambio legislativo propuesto que pueda entrar en vigor después de esta fecha y

renunciamos a cualquier obligación o cometido de notificar a cualquier persona de cualquier cambio en la ley o hecho que

pueda llamar nuestra atención después de esta fecha.

Opiniones

Con base en y dependiendo de lo anterior, y con sujeción a las calificaciones y supuestos indicados anteriormente, somos de

la opinión que:

1. Autorizaciones necesarias en Canadá para el registro en el RNVE

(a) No se requiere presentar ningún documento, realizar ningún procedimiento u obtener ninguna aprobación,

permiso, consentimiento, orden o autorización de (i) ninguna autoridad regulatoria canadiense; o (ii) de la

Bolsa de Valores de Toronto, por parte de la Compañía bajo las Leyes Aplicables o las reglas de la Bolsa de

Valores de Toronto, según sea el caso, para permitir a la Compañía registrar las Acciones en el RNVE.

(b) La cotización de las Acciones en el RNVE no ocasiona ni ocasionará un incumplimiento de, ni constituye ni

constituirá una omisión bajo, y no crea ni creará un estado de los hechos que, luego de notificación o

vencimiento del plazo o ambos, causará un incumplimiento de o constituirá una omisión bajo: (i) cualquier

Ley Aplicable o las reglas de la Bolsa de Valores de Toronto.

143

2. Poder de la Junta Directiva para autorizar el registro en el RNVE

(a) El registro de las Acciones en el RNVE fue autorizado por una resolución de la Junta Directiva (la “Junta”) de

la Compañía, el 19 de noviembre de 2010. De conformidad con las Leyes Aplicables, y con sujeción a cualquier

acuerdo de accionistas unánime, la Junta deberá administrar o supervisar la administración del negocio y los

asuntos de la Compañía. A nuestro leal saber y entender, no existe ningún acuerdo unánime de accionistas

vigente con respecto a la Compañía.

(b) La Compañía tiene toda la facultad y autoridad corporativa necesaria para cotizar las Acciones en el RNVE, y la

cotización de las Acciones en el RNVE ha sido debidamente autorizada por toda la acción corporativa necesaria

de la Compañía.

3. Derechos y obligaciones conferidos por las acciones comunes

Las acciones confieren ciertos derechos a sus propietarios (“Accionistas”), incluyendo aquellos conferidos a accionistas bajo

la ABCA y el Acta Constitutiva (“Acta”) de la Compañía, cuya copia se adjunta al presente como Anexo A. Bajo el Acta, los

Accionistas tienen derecho a recibir notificación de y a asistir a todas las reuniones anuales y especiales de los accionistas de

la Compañía, a un voto, con respecto a cada Acción tenida en tales reuniones.

Bajo la ABCA, una “resolución ordinaria” se refiere a una resolución (i) aprobada por una mayoría de votos emitidos por

accionistas que votaron con respecto a dicha resolución; o (ii) firmada por todos los accionistas con derecho a votar sobre

dicha resolución.

A continuación, se encuentran las materias que requieren de una “resolución especial” bajo la ABCA:

(i) Si la Compañía emite más de una clase de acciones, cada clase de accionistas deberá votar por

separado sobre una resolución especial para aprobar una propuesta para dividir las acciones de

cualquier clase (s. 27.1).

(ii) Con sujeción a las Secciones 176 y 177 de la ABCA, el Acta Constitutiva de la Compañía puede

ser enmendada por medio de una resolución especial con el fin de:

(1) cambiar el nombre de la Compañía, con sujeción a la Sección 12 de la ABCA;

(2) adicionar, cambiar o remover cualquier restricción sobre el negocio o negocios que pueda

realizar la Compañía;

(3) cambiar el número máximo de acciones que la Compañía está autorizada a emitir;

(4) crear una nueva clase de acciones;

(5) cambiar la designación de cualquier o todas las acciones, y adicionar, cambiar o remover

cualquier derecho, privilegio, restricción o condición, incluyendo el derecho a dividendos

acumulados, con respecto a todas o algunas acciones, sean emitidas o no;

(6) cambiar las acciones de cualquier clase o serie, sean emitidas o no, por un número diferente

de acciones de la misma clase o serie, o por un número igual o diferente de acciones de otra

clase o serie;

(7) dividir una clase de acciones, sea emitidas o no, en series, y establecer el número de acciones

de cada serie, así como los derechos, privilegios, restricciones y condiciones de cada serie;

(8) cancelar una clase o serie de acciones cuando no hayan acciones emitidas y en circulación de

dicha clase o serie;

144

(9) autorizar a los miembros de la Junta para dividir cualquier clase de acciones no emitidas, en

series, y establecer el número de acciones de cada serie y los derechos, privilegios,

restricciones y condiciones de la serie;

(10) autorizar a los miembros de la Junta para cambiar los derechos, privilegios, restricciones y

condiciones correspondientes a acciones no emitidas de cualquier serie;

(11) revocar, reducir o aumentar cualquier autorización conferida de acuerdo con las Cláusulas (9)

y (10);

(12) aumentar o reducir el número, número mínimo o máximo de miembros de la Junta Directiva,

con sujeción a las Secciones 107 y 112;

(13) con sujeción a la Sección 48(8), adicionar, cambiar o eliminar restricciones relacionadas con

la transferencia de acciones;

(14) adicionar o remover una declaración que establezca la responsabilidad ilimitada de los

accionistas, según se indica en la Sección 15.2; o

(15) adicionar, cambiar o remover cualquier otra disposición que sea permitida por esta Ley a ser

incluida en el Acta Constitutiva (s. 173).

(iii) De acuerdo con el Inciso 174(1), y sujeto a las Secciones 176 y 177 de la ABCA, una corporación

de distribución (que incluirá a la Compañía al finalizar la Reorganización) puede emendar su acta

constitutiva de acuerdo con la regulación bajo la ABCA con el fin de limitar la emisión o

transferencia de sus acciones:

(1) a personas que no son residentes canadienses; o

(2) para permitir a la corporación o cualquiera de sus afiliadas calificar bajo cualquier ley de

Canadá o una ley de cualquier provincia o territorio canadiense referido en la regulación

(A) para obtener una licencia para llevar a cabo cualquier negocio;

(B) para convertirse en editor de un periódico canadiense, o periódico;

(C) para adquirir acciones de un intermediario financiero, según se define en la regulación.

(3) Una corporación, según se indica en el Inciso 174(1) de la ABCA, puede, mediante

resolución especial, enmendar su acta constitutiva con el fin de remover cualquier restricción

sobre la emisión o transferencia de sus acciones. Los miembros de la junta directiva de la

corporación pueden, con la autorización de los accionistas por medio de una resolución

especial que efectúe una enmienda bajo la Subsección 174(1), revocar la resolución antes de

ser ejecutada, sin aprobación adicional por parte de los accionistas.

(4) Los dueños de acciones de una clase o, con sujeción al Inciso 176 (2) de la ABCA, una serie,

tienen derecho a votar separadamente, como clase o serie, sobre las propuestas para

enmendar el Acta Constitutiva con el fin de:

(A) aumentar o reducir el número máximo de acciones autorizadas de esa clase;

(B) aumentar el número máximo de acciones autorizadas de una clase que tenga derechos o

privilegios iguales o superiores a los derechos o privilegios correspondientes a las

acciones de esa clase;

(C) intercambiar, reclasificar o cancelar todas o parte de las acciones de esa clase;

145

(D) adicionar, cambiar o remover los derechos, privilegios, restricciones o condiciones

correspondientes a las acciones de esa clase y, sin limitar la naturaleza general de lo

anterior,

(I) remover o cambiar con prejuicio los derechos a dividendos acumulados o los

derechos a dividendos acumulativos;

(II) adicionar, remover o cambiar con prejuicio los derechos de redención;

(III) reducir, o remover una preferencia de dividendos o liquidación; o

(IV) adicionar, remover o cambiar con prejuicio los privilegios de conversión,

opciones, derechos de voto, transferencia y preferencia, derechos para adquirir

títulos de una corporación o las provisiones del fondo de amortización;

(E) aumentar los derechos o privilegios de cualquier clase de acciones que tengan derechos o

privilegios iguales o superiores a los derechos o privilegios adjuntos a las acciones de

esa clase;

(F) crear una nueva clase de acciones que tengan derechos o privilegios iguales o superiores

a los derechos o privilegios adjuntos a las acciones de esa clase;

(G) hacer que los derechos o privilegios de cualquier clase de acciones que tengan los

derechos o privilegios inferiores a los derechos o privilegios de las acciones de esa clase,

sean iguales o superiores a los derechos o privilegios de las acciones de esa clase;

intercambiar o crear un derecho a intercambiar todas o parte de las acciones de otra clase

por acciones de esa clase;

(H) efectuar un intercambio o crear un derecho a intercambiar todas o parte de la Acciones de

otra clase por las Acciones de esa clase; o

(I) limitar la emisión o transferencia de acciones de esa clase o extender o remover esa

restricción.

Una enmienda propuesta al acta constitutiva referida en el Inciso 176(1) es adoptada cuando los tenedores de acciones de

cada clase o serie con derecho a voto separadamente sobre la enmienda como clase o serie, hayan aprobado la enmienda

mediante una resolución especial.

Una corporación bajo la ABCA podrá en cualquier momento, y deberá, cuando sea razonablemente ordenado por el

Registrador bajo la ABCA, reformular el acta constitutiva según sea enmendada. El acta constitutiva podrá ser reformulada

mediante una resolución de los miembros de la junta directiva cuando la reformulación únicamente consolide enmiendas

anteriores o sea realizada en conjunto con una enmienda que los miembros de la junta directiva estén autorizados a realizar

sin una resolución especial, y debe ser reformulada mediante una resolución especial en los demás casos (s. 180).

Con sujeción al Inciso 183(4), un contrato de fusión es adoptado cuando los dueños de acciones de cada corporación de

fusión, hayan aprobado la fusión mediante resoluciones especiales (s. 183).

Una solicitud para la continuación de la Compañía en una nueva jurisdicción será autorizada cuando los accionistas la

aprueben mediante una resolución especial (s. 189(4)).

Una venta, arrendamiento o intercambio de todos o parte sustancial de los activos de la Compañía, fuera del curso ordinario

del negocio, es adoptado cuando los dueños de cada clase o serie con derecho a voto al respecto, hayan aprobado la venta,

arrendamiento o intercambio mediante una resolución especial (s. 190(6)).

En general, sujeto a las Secciones 211 y 212 de la ABCA, la Compañía podrá ser liquidada y disuelta mediante una

resolución especial de los accionistas de cada clase, tengan o no derecho a voto (ss. 211 y 212).

146

La Sección 141 de la ABCA y forma propuesta de estatutos de la Compañía permitan a los accionistas con derecho a voto en

la reunión de accionistas, dar su consentimiento mediante una resolución unánime por escrito, sobre cualquier asunto que

deba ser tratado en la reunión de accionistas.

Los derechos de los accionistas a disentir son establecidos en la Sección 191 de la ABCA. El desacuerdo de un accionista

puede llevar a una orden judicial que requiera a la Compañía readquirir las acciones del accionista, siempre y cuando el

desacuerdo esté relacionado con una resolución de la Compañía para:

(a) enmendar sus estatutos de acuerdo con la Sección 173 o 174 con el fin de adicionar, cambiar o eliminar

disposiciones que restrinjan o limiten la emisión o transferencia de acciones de esa clase,

(b) enmendar sus estatutos de acuerdo con la Sección 173 con el fin de adicionar, cambiar o eliminar las restricciones

sobre el negocio o negocios que la Compañía puede llevar a cabo,

(c) enmendar sus estatutos de acuerdo con la Sección 173 con el fin de adicionar o eliminar una declaración expresa que

establezca la responsabilidad ilimitada de los accionistas, según se indica en la Sección 15.2(11),

(d) fusionarse con otra corporación de otra manera a la indicada en las Secciones 184 o 187,

(e) continuar bajo las leyes de otra jurisdicción de acuerdo con la Sección 189, o

(f) vender, arrendar o intercambiar todos o parte de los activos de acuerdo con la Sección 190.

A continuación se presenta un resumen de los derechos de los dueños de Acciones de acuerdo con la ABCA, la cual impone

restricciones sobre dichos derechos y los Artículos. Consiguientemente, los dueños de Acciones tienen los siguientes

derechos (teniendo en cuenta que este resumen no contiene todos los requerimientos y excepciones aplicables, y no

constituye un resumen completo de todos los derechos de los Accionistas bajo la ABCA o demás leyes):

Derecho Sección de

la ABCA

Restricciones Información

adicional/Apoderado

Derecho a tener acceso a

los registros de la

Compañía y a recibir una

copia del documento de

constitución, los estatutos

y cualquier decisión

unánime por parte de los

accionistas.

ss. 23, 24 Los registros de la

compañía pueden ser

accedidos durante horas

laborales normales, y la

copia de los demás

documentos estará

disponible a solicitud.

Los no accionistas (lo cual

incluye a los representantes

de un accionista) tienen un

derecho más limitado que el

de los accionistas con

respecto a los registros de la

Compañía que pueden ser

accedidos por tal no

accionista.

Derecho a recibir

dividendos.

s. 26 Por lo menos una clase de

acciones debe otorgar el

derecho a dividendos, y este

derecho está sujeto a los

derechos, privilegios,

restricciones y condiciones

aplicables a cada otra clase

de acciones, la decisión de

la Junta Directiva para

declarar dividendos, y

requerimientos y

restricciones estatutarias y

regulatorias aplicables.

Este derecho no puede ser

ejercido por un apoderado.

Derecho de participar

equitativamente en la

propiedad restante de una

compañía en disolución.

ss. 26, 222,

225

Por lo menos una clase de


derecho a recibir la

propiedad restante de una

compañía en disolución, y

Este derecho no puede ser


147

este derecho está sujeto a

los derechos, privilegios,


correspondientes a cada

clase de acciones y los

requerimientos y

restricciones estatutarias y

regulatorias aplicables.

Derecho a voto para

cambiar la cuenta de

capital declarada por la

compañía.

s. 28, 38 Una compañía no puede

reducir su capital declarado

si no puede pagar sus

pasivos al vencimiento, o si

tal cambio podría resultar

en que sus activos sean

menores a sus pasivos

totales, a menos que el

capital declarado sea

reducido por un monto que

no esté representado por

activos realizables.

Este derecho puede ser

ejercido por medio de un

apoderado.

Derecho a ejecutar un

contrato con una

compañía que fomenta la

compra de sus propias

acciones.

s. 41 El contrato no es ejecutable

en contra de la compañía si

su cumplimiento prevendría

a la compañía poder pagar

sus pasivos al vencimiento,

o si tal compra resultaría en

que los activos realizables

sean menores a sus pasivos

totales.

Este derecho generalmente

no puede ser ejecutado por

un apoderado.

Derecho a recibir un

certificado de títulos.

s. 48 A opción del tenedor de

títulos.

Si una compañía está

autorizada para emitir más de

una clase o serie de acciones,

el accionista podrá exigir una

copia del texto de los

derechos, privilegios,


correspondientes a cada clase

o serie autorizada a ser

emitida.

El derecho a recibir un

certificado de acciones en

nombre del accionista es un

derecho del accionista, sin

embargo, un accionista podrá

instruir a la compañía para

entregar el certificado de

acciones a alguna otra parte

o representante del

accionista.

Derecho a participar en la

elección y remoción de

miembros de la Junta

Directiva.

s. 106, 109 Por lo menos una clase de


derecho a voto en la

reunión de accionistas.


ejercido mediante un

apoderado.

Derecho a recibir

notificación de y a votar

en una reunión de

s. 134, 139 Por lo menos una clase de



Este derecho a recibir

notificación de una reunión

de accionistas, en últimas es

148

accionistas. reunión de accionistas. un derecho del accionista

registrado, aunque existen

procedimientos, por medio

de los cuales la notificación

puede ser entregada

inicialmente a ciertos

intermediarios. Los

accionistas tienen derecho a

designar un apoderado para

votar en su nombre y/o de

acuerdo a su instrucción en

la reunión de accionistas.

Derecho a presentar

propuestas en la reunión

de accionistas.

s. 136 El accionista debe ser el

propietario registrado o un

beneficiario de una acción

con derecho a voto en la


No se le requiere a la

Compañía cumplir a menos

que lo propuesto sea

presentado al menos con 90

días de antelación a la fecha

de aniversario de la reunión

de accionistas anterior.

Derecho a examinar la

lista de accionistas de la

compañía.

s. 137 La lista de accionistas

puede ser examinada en la

oficina de registros de la

compañía, el registro

central de valores, o la

reunión de accionistas para

la que se preparó la lista.









accionista.

Derecho a solicitar una


s. 142 El accionista o accionistas

que realicen tal solicitud no

deben tener menos del 5%

de las acciones con derecho

a voto.

Uno o más dueños

registrados o beneficiarios de

acciones que no tengan

menos del 5% de las

acciones emitidas de la

compañía, con derecho a

voto en la reunión de

accionistas, podrán solicitar a

los miembros de la Junta

Directiva convocar una


La(s) persona(s) realizando

la solicitud debe(n) ser

dueña(s) registrada(s) o

beneficiario(s) de acciones.

Derecho a designar un

apoderado para asistir y

actuar en la reunión de

accionistas.

s. 148 Por lo menos una clase de




Los accionistas tienen

derecho a designar un

apoderado para votar en su

nombre y/o de acuerdo con

su instrucción en la reunión

de accionistas.

Derecho a recibir un ss. 149, 150 Por lo menos una clase de Se podrá renunciar a este

149

formulario de apoderado. acciones debe otorgar el



derecho mediante acuerdo

escrito por parte de todos los

accionistas con derecho a

voto en la reunión de

accionistas.

Derecho a recibir copia de

los estados financieros y el

informe de auditoría.

ss. 155, 156,

159

A menos que el accionista

haya informado a la

compañía por escrito que

no desea tener una copia de

estos documentos.

La compañía debe enviar una

copia de estos documentos a

cada accionista con una

antelación de por lo menos

21 días a cada reunión de

accionistas anual. Este

derecho no puede ser


Derecho a examinar los

estado financieros

consolidados.

s. 157 Cuando la Compañía lo

solicite, un corte podrá

ordenar el bloqueo del

derecho de un accionista a

revisar tales documentos

cuando la corte considere

que la revisión podría ser

perjudicial para la

compañía.









accionista.


elección y remoción de

auditores.

ss. 162, 165 Por lo menos una clase de





ejercido por medio de un

apoderado.


aprobación de ciertos

cambios corporativos y

demás cambios.

ss. 173, 183,

189, 190,

193, 212,

243

Por lo menos una clase de




Si el cambio propuesto

implica una fusión, todos o

sustancialmente todos los

activos de la compañía, o la

continuación de la compañía

en otra jurisdicción, cada

acción deberá tener derecho

a voto, incluso cuando no

tendría tal derecho de otra

manera.



Derecho a disentir. s. 191 Específico al tipo de

resolución, pero, en

general, el dueño de

cualquier clase de acciones

con derecho a voto podrá

disentir en relación a la

transacción indicada en la s.

191.

Un accionista con derecho a

disentir que cumpla con los

requerimientos legales

aplicables, tiene derecho a

que la compañía le pague el

valor justo de sus acciones,

según se determine por los

precios de venta o por la

corte.

El derecho a recibir el valor

justo de acciones bajo un

procedimiento de

disentimiento es un derecho

del accionista, sin embargo,

el proceso de disentimiento

podrá ser llevado a cabo por

un representante del

150

accionista.

Derecho a solicitar la

liquidación y disolución

voluntaria de una

compañía.

s. 211, 212 El accionista debe ser un

dueño registrado o un

beneficiario de una acción

que tenga derecho a voto en

una reunión de accionistas,

y debe presentar una

propuesta de acuerdo con la

s. 136 de la ABCA.

El derecho a proponer una

liquidación o disolución bajo

la s. 211 y 212, es un

derecho únicamente del

accionista registrado o del

beneficiario de acciones. Sin

embargo otras ciertas

personas interesadas, que

pueden no ser accionistas,

también tienen el derecho

bajo la ABCA de proponer la

liquidación y disolución de

una compañía.

Derecho a recibir

notificación de una

petición a una corte para

liquidación con el fin de

aprobar la cuenta y

distribución final.

s. 224 Ninguna; automática al

convertirse en un

accionista.

El derecho a notificación es

un derecho del accionista

registrado.

Derecho a solicitarle a una

corte ordenar la

investigación de la

compañía.

s. 231 La corte podrá emitir

cualquier orden provisional

o definitiva que considere

apropiada.

Este derecho podrá ser

ejercido por un representante

del accionista.


corte una orden para

admitir, o intervenir en

una acción en nombre de

la Compañía, comúnmente

conocida como una acción

derivativa.




apropiada.



del accionista.


corte una orden para

rectificar una acción u

omisión opresiva o

injustamente perjudicial

por parte de la Compañía

o sus afiliadas o miembros

de la junta.




apropiada.



del accionista.

4. Convocación de reuniones de accionistas

De acuerdo con la Sección 132 de la ABCA, los miembros de la Junta Directiva de la compañía deben convocar una reunión

de accionistas anual dentro de los 15 meses siguientes a la última reunión anual.

5. Tema Tributario

Esta sección se basa en las disposiciones actuales de la Ley de Impuesto a la Renta (Canadá) (la “Ley Tributaria”) vigentes

a la fecha del presente, todas las propuestas específicas para enmendar la Ley Tributaria, que fueron públicamente y

oficialmente anunciadas con anterioridad a la fecha del presente (“Enmiendas Propuestas”) y el entendimiento de los

asesores legales de las políticas administrativas y de evaluación actuales publicadas de la Agencia de Ingresos de Canadá. No

se puede asegurar que las Enmiendas Propuestas serán promulgadas en su forma actual, o en absoluto. Salvo las Enmiendas

Propuestas, esta opinión no tiene en cuenta cualquier futuro cambio de ley o práctica administrativa (sea mediante acción

judicial, administrativa, gubernamental o legislativa), ni tiene en cuenta cualquier otra legislación o consideración provincial,

territorial o extranjera, que pueda diferir de las consideraciones federales canadienses de impuesto a la renta descritas aquí.

151

Esta opinión únicamente aplica a un Accionista que no sea, ni sea considerado, un residente de Canadá para efectos de la Ley

Tributaria y en todo momento pertinente no use, tenga, o se entienda que usa o tiene, Acciones en, o en el curso de, la

ejecución de negocios en Canadá y no sea un asegurador que ejecuta un negocio de seguros en Canadá y en cualquier otra

parte (referido en adelanto como “Accionista de Petrominerals No Residente”).

Un Accionista de Petrominerals No Residente no estará sujeto al impuesto bajo la Ley Tributaria sobre cualquier ganancia de

capital realizada sobre una disposición de Acciones, a menos que las Acciones sean “propiedad gravable canadiense” para el

tenedor, para efectos de la Ley Tributaria y el tenedor no tenga derecho a desagravio bajo un acuerdo de impuesto a la renta

entre Canadá y el país donde el tenedor reside. Un acuerdo de impuesto a la renta aplicable entre Canadá y la República de

Colombia, con el fin de evitar la doble imposición y prevenir la evasión fiscal con respecto a los impuestos a la renta y al

capital, fue firmado el 21 de noviembre de 2008, en Lima. El acuerdo entrará en vigencia una vez Canadá y la República de

Colombia se notifiquen entre sí, por medio de canales diplomáticos, que se han tomado todas las medidas necesarias para

darle al acuerdo la fuerza legal en sus respectivos países.

Generalmente, las Acciones no constituirán propiedad gravable canadiense para un Accionista de Petrominerals No Residente

en un momento específico, siempre que las Acciones sean cotizadas en ese momento en una bolsa de valores designada (la

cual incluye la Bolsa de Valores de Toronto, “TSX”), a menos que en cualquier momento durante el periodo de 60 meses que

termina en ese momento (i) el Accionista de Petrominerals No Residente, las personas con las que el Accionista de

Petrominerals No Residente no trató en condiciones de igualdad, o el Accionista de Petrominerals No Residente junto con

tales personas, posean 25% o más de las acciones emitidas de cualquier clase o serie de acciones del capital social de la

Compañía, y (ii) más del 50% del valor justo de mercado de la Acción fue directa o indirectamente derivado de, o cualquier

combinación de, un mueble o inmueble ubicado en Canadá, las propiedades de recursos canadienses (según se define en la

Ley Tributaria), propiedades de recursos de madera (según se define en la Ley Tributaria), y las opciones con respecto a, o

interés en, o derechos civiles en, cualquier propiedad, exista o no). Los asesores legales entienden que en ningún momento se

ha derivado de cualquiera de las propiedades mencionadas anteriormente, más del 50% del valor justo de mercado de la

Acciones.

6. Pago de dividendos

Con sujeción a la ABCA, los tenedores de Acciones tendrán derecho a recibir dividendos si, como y cuando lo declare la

Junta, de los activos de la Compañía correctamente aplicables al pago de dividendos en tales montos y pagable de la manera

que la Junta pueda determinar de vez en cuando. Con sujeción a los derechos de los tenedores de cualquier otra clase de

acciones de la Compañía con derecho a recibir dividendos con preferencia o concurrentemente con los tenedores de las

Acciones, la Junta podrá a su discreción, declarar dividendos sobre las Acciones con exclusión de cualquier otra clase de

acciones de la Compañía.

La Sección 43 de la ABCA establece que una compañía no puede declarar o pagar dividendos si existe una base razonable

para creer que la compañía no tiene, o después del pago no tendría, la capacidad para pagar sus pasivos al vencimiento, o que

el valor realizable de sus activos, como consecuencia, sería menor al agregado de sus pasivos y el capital declarado de todas

las clases.

La Sección 44 de la ABCA establece que una compañía puede pagar dividendos mediante la emisión de acciones plenamente

pagadas del mismo y que, con sujeción a la Sección 43, una compañía puede pagar dividendos en dinero o propiedad.

Adicionalmente, si se emiten acciones para el pago de un dividendo, los miembros de la junta directiva de la compañía

podrán adicionar todo o parte del valor de aquellas acciones a la cuenta de capital declarado mantenida o a ser mantenida para

las acciones de la clase o serie emitidas en el pago del dividendo.

7. Liquidación, Disolución, Insolvencia y Prioridades

Disolución bajo la ABCA

Bajo la Sección 212 de la ABCA, los directores podrán proponer, o un accionista con derecho a voto en una reunión general

anual de accionistas podrá, de acuerdo con los requerimientos de la ABCA, hacer una propuesta para la liquidación y

disolución voluntaria de una compañía regulada por la ABCA. Una corporación podrá ser liquidada y disuelta mediante

resolución especial de los accionistas o, si la corporación emitió más de una clase de acciones, mediante resolución especial

de los tenedores de cada clase, tengan o no derecho a voto. Después de emitir un certificado de intento de disolución, la

corporación deberá (a) inmediatamente notificar de la emisión del certificado a ser enviado o entregado a cada acreedor

152

conocido de la corporación, (b) inmediatamente publicar notificación de la emisión del certificado según lo requiera la

ABCA, y tomar las medidas razonables para notificar sobre la emisión del certificado en toda jurisdicción donde la

corporación realice negocios en el momento que envíe la declaración de intento de disolución al Registrador bajo la ABCA,

(c) proceder a recuperar su propiedad, enajenar las propiedades que no serán distribuidas en especie a sus accionistas, cumplir

todas sus obligaciones y realizar todos las otras acciones requeridas para liquidar su negocio, y (d) después de dar la

notificación requerida bajo las cláusulas (a) y (b) y realizar adecuadamente el pago o cumplimiento de todas sus obligaciones,

distribuir su propiedad restante, ya sea en dinero o en especie, entre sus accionistas de acuerdo con sus respectivos derechos.

En ciertas circunstancias limitadas, una corporación también podrá ser disuelta por el Registrador bajo la ABCA o mediante

una orden de la corte aplicable de Alberta a solicitud del Registrador o una persona interesada bajo la ABCA (siendo (a) un

accionista, un director, un funcionario, un empleado y un acreedor de una corporación disuelta, (b) una persona que tiene una

relación contractual con una corporación disuelta, (c) un fideicomisario en quiebra por una corporación disuelta, o (d) una

persona designada como una persona interesada por una orden de una corte aplicable de Alberta).

Prioridades de Accionistas sobre la Disolución bajo la ABCA

Bajo la Sección 26(3) de la ABCA, los artículos de una corporación pueden proveer más de una clase de acciones y, de ser

así, los derechos, privilegios, restricciones y condiciones adjuntas a las acciones de cada clase deberán der establecidas en los

artículos de tal corporación.

Los Artículos de la Compañía establecen que en el evento de liquidación, disolución o cierre de la Compañía u otra

distribución de los activos de la Compañía entre sus accionistas para efectos de liquidar sus asuntos, los tenedores de las

Acciones Comunes, sujetos a los derechos de los tenedores de cualquier otra clase de acciones de la Compañía con derecho a

recibir activos de la Compañía en el momento de tal distribución con preferencia o concurrentemente con los tenedores de las

Acciones Comunes, tendrán derecho a participar en la distribución. Tal distribución se realizará en montos iguales por acción

sobre todas las Acciones Comunes actualmente en circulación, sin preferencia o distinción. Los Artículos de la Compañía

adicionalmente establecen que las Acciones Preferenciales de cualquier serie deberán tener derecho a tales preferencias sobre

las Acciones Comunes y cualquier otra acción con calificación inferior a las Acciones Preferenciales, con respecto a todas los

montos a pagar como devolución de capital en el evento de liquidación, disolución o cierre de la Compañía, según pueda ser

determinado por los directores al autorizar la serie respectiva. A nuestra leal saber y entender, no existen actualmente

Acciones Preferenciales en circulación.

Ley de Quiebra e Insolvencia (Canadá)

La Ley de Quiebra e Insolvencia (Canadá) (“BIA”) es un estatuto federal canadiense que incluye disposiciones para facilitar

tanto la liquidación como la reorganización de deudores insolventes.

Bajo la BIA, un concursado es una persona que se ha declarado en quiebra, ha sido declarada en quiebra por una corte, o cuya

propuesta de reorganización bajo la BIA falló. Un proceso de quiebra podrá ser iniciado bajo la BIA por (a) un deudor

insolvente que presente una declaración voluntaria que lo declare en quiebra; (b) los acreedores de un deudor insolvente que

acudan a la corte para que el deudor sea declarado en quiebra; o (c) por el rechazo de una propuesta bajo la BIA, iniciada por

un deudor insolvente que intente reestructurarse bajo las disposiciones de tal propuesta.

Bajo la BIA, una persona insolvente significa una persona que no está en quiebra y que reside, realiza negocios o tiene

propiedad en Canadá, cuyos pasivos hacia los acreedores demostrables como reclamos bajo esta Ley equivalen a mil dólares,

y (a) quien por cualquier razón, no está en capacidad de cumplir sus obligaciones según se vencen generalmente, (b) quien ha

dejado de pagar sus obligaciones actuales en el curso ordinario del negocio según se vencen generalmente, o (c) el agregado

de cuya propiedad no esté, a una valoración justa, suficiente o, si enajenada en una venta realizada justamente bajo un

proceso legal, no sería suficiente para facilitar los pagos de todas sus obligaciones, debidas y causadas.

Bajo la BIA, una vez un deudor esté en quiebra, todos los activos del deudor, excepto ciertos bienes de fideicomiso y con

sujeción a los derechos de acreedores asegurados, se otorgarán a un fideicomisario en quiebra. La BIA también impone la

suspensión de procedimiento con respecto al deudor y su propiedad, la cual previene que otros inicien nuevos procedimientos

o continúen procedimientos en curso en contra del deudor.

153

Ley de Acuerdos entre Acreedores de Compañías (Canadá)

La Ley de Acuerdos entre Acreedores de Compañías (Canadá) (“CCAA”) es un estatuto federal canadiense y el estatuto

principal para la reorganización de grandes corporaciones insolventes. Con el fin de reestructurarse bajo la CCAA, una

compañía debe ser insolvente y tener deudas no menores a $5 millones. Bajo un procedimiento de la CCAA, una compañía

también podrá realizar acuerdos sobre los derechos de sus accionistas además de los de sus acreedores.

El proceso de la CCAA es supervisado por la corte. En términos generales, en la solicitud, en las circunstancias apropiadas, la

corte otorgará protección bajo la CCAA. La corte emitirá una o más órdenes declarando la suspensión de la compañía de sus

acreedores para permitir la preparación de un plan de acuerdo (un “Plan”); es la propuesta que la compañía está presentando

a sus acreedores sobre cómo pretende ocuparse de las deudas a pagar en el momento de la radicación inicial con la corte. La

corte también designará a un Monitor, un tercero independiente, para monitorear las operaciones en curso de la compañía

insolvente y asistir en la presentación y votación sobre el Plan.

Para que un Plan sea obligatorio para cada clase de acreedores, una mayoría de los acreedores demostrados en esa clase, por

número, junto con 2/3 de los acreedores demostrados en esa clase, por valor de dólar, deben dar su aprobación del Plan. Si

una clase de acreedores aprueba el Plan, se vuelve obligatorio para todos los acreedores dentro de la clase, sujetos a la

aprobación del Plan por parte de la corte. Si todas las clases de acreedores (y accionistas, en su caso) aprueban el Plan, la

corte deberá entonces, aprobar el Plan. En el momento de aprobación de la corte, la compañía seguirá adelante como se

indica bajo el Plan y hasta que cumpla con los requerimientos bajo el Plan.

Si una clase de acreedores o la corte no aprueba el Plan, la compañía no entrará automáticamente en quiebra, pero la

suspensión terminará, lo cual llevará potencialmente a la compañía a entrar en liquidación judicial o quiebra.

Ley de Garantía de Bienes Muebles (Alberta)

La Ley de Garantía de Bienes Muebles (Alberta) (“PPSA”) es un estatuto de Alberta que regula las prioridades, derechos y

obligaciones de acreedores asegurados, incluyendo el derecho de acreedores asegurados para hacer cumplir su garantía y

enajenar los activos con sujeción a aquella garantía, después de la mora por parte de un deudor.

8. Manual TSX de la Compañía

El Capítulo VI del Manual TSX de la Compañía establece que todo emisor listado deberá inmediatamente notificar por

escrito a la TSX de cualquier transacción que involucre la emisión o emisión potencial de cualquiera de sus valores aparte de

los valores no cotizados, sin derecho a voto o participación. Un emisor incluido en la lista no podrá proceder con ninguna

transacción a menos que sea aceptada por la TSX.

La TSX podrá ejercer su discreción de requerir que la emisión de valores sea aprobada por los accionistas del emisor. De

conformidad con el Manual TSX de la Compañía, la TSX requerirá típicamente la aprobación de un tenedor de valores si, en

la opinión de la TSX, la transacción (i) afecta materialmente al control del emisor; o (ii) provee consideración a personas

informadas en un agregado del 10% o más de la capitalización bursátil del emisor y no ha sido negociada en condiciones de

igualdad.

Para otras transacciones, la decisión de la TSX de requerir la aprobación del tenedor de títulos o no, dependerá de la situación

particular con relación específica a las anteriores consideraciones.

El Manual TSX de la Compañía establece que la aprobación del tenedor de valores será requerida para colocaciones privadas:

en donde un número agregado de valores cotizados emisibles mayor al 25% del número de valores del emisor

listado, los cuales están en circulación, sin dilución, con antelación a la fecha de cierre de la transacción si el

precio por título valor es menor al precio de mercado; o

que durante cualquier periodo de seis meses sean para personas informadas para valores cotizados u opciones,

derechos u otros derechos a valores cotizados mayores al 10% del número de títulos del emisor listado, los

cuales están en circulación, sin dilución, con antelación a la fecha de cierre de la primera colación privada a una

persona informada durante el periodo de seis meses.

154

Además, de conformidad con el Manual TSX de la Compañía, también se requerirá generalmente la aprobación del tenedor

de valores en aquellos casos donde el número de valores emitidos o emisibles en el pago del precio de compra por una

adquisición supere el 25% del número de valores del emisor listado, los cuales están en circulación, sin dilución.

9. Ofertas Públicas de Adquisición

Bajo la ley de valores canadiense aplicable, un oferente debe realizar una oferta pública de adquisición a todos los tenedores

de la clase de valores con sujeción a la oferta, quienes se encuentran en la jurisdicción local al enviar la oferta a (a) cada

tenedor de esa clase de valores, cuya última dirección, como se muestra en los libros del emisor receptor de la oferta, se

encuentra en la jurisdicción local, y (b) cada tenedor de valores que, antes del vencimiento del periodo de depósito referido

en la oferta, puedan ser convertidos en valores de esa clase, cuya última dirección, como se muestra en los libros del emisor

receptor de la oferta, se encuentra en la jurisdicción local. Para efectos de lo anterior, una “oferta pública de adquisición”

significa una oferta para adquirir títulos con derecho a voto en circulación o acciones ordinarias de una clase establecida para

una o más personas, cualquiera de las cuales se encuentre en la jurisdicción local o cuya última dirección, como se muestra en

los libros del emisor receptor de la oferta, se encuentra en la jurisdicción local, donde los valores sujetos a la oferta para

adquirir, junto con los valores del oferente, constituyen un agregado del 20% o más de los valores en circulación de esa clase

de valores a la fecha de la oferta de adquisición, pero no incluye una oferta de adquisición si la oferta es un paso para realizar

una fusión, reorganización o acuerdo que requiera la aprobación por votos de los tenedores de valores.

Esta opinión es dada únicamente para su uso y beneficio con respecto a las materias descritas en el presente y no podrá ser

tenida en cuenta por, ni se podrán entregar copias a, cualquier otra persona sin nuestro previo consentimiento expreso por

escrito.

Atentamente,

Ogilvy Renault LLP

[Firmado]

Michael J. Bennett

155

SENT BY E-MAIL AND REGULAR MAIL

March 23, 2011

Superintendencia Financiera de Colombia Bogotá D.C.

Dear Sirs:

RE: 1567725 Alberta Ltd. - Listing on the Registro Nacional de Valores y Emisores de Colombia

We act as Canadian counsel for 1567725 Alberta Ltd. ( the “Company”). We have been asked by you to provide this legal opinion in connection with the proposed listing of the common shares (the “Shares”) of the Company on the Registro Nacional de Valores y Emisores of Colombia (“RNVE”, after its Spanish acronym).

Pursuant to and upon completion of a plan of arrangement under section 193 of the Business Corporations Act (Alberta) (the “ABCA”) and a scheme of arrangement pursuant to section 99 of the Companies Act 1981 (Bermuda) (collectively, the “Reorganization”), the Company became a “reporting issuer” in certain Provinces of Canada and the Shares became listed on the Toronto Stock Exchange (“TSX”) under the trading symbol “PMG”. The Reorganization became effective on December 31, 2010.

Scope of Review

We have examined such statutes, public records, corporate records and documents and certificates of public officials and have considered such matters of law and have made such enquiries with such persons as we have considered appropriate or necessary as the basis for the opinion expressed herein.

Qualifications

We are qualified to practise law in the Province of Alberta, Canada and our opinions herein are restricted to the laws of the Province of Alberta and the federal laws Canada applicable therein (collectively, “Applicable Laws”) as such laws exist and are construed at the date hereof and do not take into account any proposed rules or legislative changes that may come into force following the date hereof and we disclaim any obligation or undertaking to advise any person of any change in law or fact that may come to our attention after the date hereof.

Opinions

Based and relying on the foregoing, and subject to the qualifications and assumptions set forth above, we are of the opinion that:

1. Necessary authorizations in Canada for registration at the RNVE

(a) No document is required to be filed, proceeding taken or approval, permit, consent, order or authorization of (i) any Canadian regulatory authority; or (ii) the Toronto Stock Exchange, is required to be obtained by the Company under Applicable Laws or the rules of the Toronto Stock Exchange, as the case may be, to permit the Company to register the Shares on the RNVE.

(b) The listing of the Shares on the RVNE does not and will not result in a breach of, or constitute a default under, and do not and will not create a state of facts which, after notice or lapse of time or

156

both, will result in a breach of or constitute a default under: (i) any Applicable Laws or the rules of the Toronto Stock Exchange.

2. Board of Directors’ power to authorize registration at the RNVE

(a) The registration of the Shares on the RNVE was authorized by a resolution of the Board of Directors (the “Board”) of the Company on 19 November 2010. Pursuant to Applicable Laws, subject to any unanimous shareholders agreement, the Board shall manage or supervise the management of the business and affairs of the Company. To our knowledge, there is no unanimous shareholders agreement in effect in respect of the Company.

(b) The Company has all necessary corporate power and authority to list the Shares on the RVNE, and the listing of the Shares on the RVNE has been duly authorized by all necessary corporate action of the Company.

3. Rights and obligations conferred by common shares

The Shares confer certain rights on their owners (“Shareholders”), including those granted to shareholders under the ABCA and the Articles of Incorporation (“Articles”) of the Company, a copy of which are attached hereto as Schedule A. Under the Articles, the Shareholders are entitled to receive notice of and to attend all annual and special meetings of the shareholders of the Company to one vote in respect of each Share held at all such meetings.

Under the ABCA, an “ordinary resolution” means a resolution (i) passed by a majority of the votes cast by the shareholders who voted in respect of that resolution; or (ii) signed by all the shareholders entitled to vote on that resolution.

Listed below are the matters that require a “special resolution” under the ABCA:

(i) If the Company issues more than one class of shares, each class of shareholders shall vote separately on a special resolution to approve a proposal to divide the shares of any class (s. 27.1).

(ii) Subject to Sections 176 and 177 of the ABCA, the Company‟s Articles of Incorporation can be amended through a special resolution in order to:

(1) change the Company‟s name, subject to Section 12 of the ABCA;

(2) add, change or remove any restriction on the business or businesses that the Company can carry on;

(3) change the maximum number of shares that the Company is authorized to issue;

(4) create a new class of shares;

(5) change the designation of any or all shares, and add, change or remove any right, privilege, restriction or condition, including the right to accrued dividends, with respect to all or some shares, whether issued or unissued;

(6) change the shares of any class or series, whether issued or unissued, for a different number of shares of the same class or series, or for an equal or different number of shares of another class or series;

(7) divide a class of shares, whether issued or unissued, into series, and fix the number of shares of each series, as well as the rights, privileges, restrictions and conditions of each series;

157

(8) cancel a class or series of shares when there are no issued and outstanding shares of said class or series;

(9) authorize the members of the Board to divide any class of unissued shares into series, and establish the number of shares of each series and the rights, privileges, restrictions and conditions of the series;

(10) authorize the members of the Board to change the rights, privileges, restrictions and conditions corresponding to unissued shares of any series;

(11) revoke, reduce or increase any authorization conferred in accordance with Clauses (9) and (10);

(12) increase or reduce the number, minimum number or maximum number of Board of Directors members, subject to Sections 107 and 112;

(13) subject to Section 48(8), add, change or eliminate restrictions related to the transfer of shares;

(14) add or remove a declaration which establishes the unlimited liability of the shareholders, as provided in Section 15.2; or

(15) add, change or remove any other provision that is permitted by this Act to be included in the articles of incorporation (s. 173).

(iii) In accordance with Subsection 174(1), and subject to Sections 176 and 177 of the ABCA, a distributing corporation (which will include the Company upon completion of the Reorganization) can amend its articles of incorporation in accordance with the regulations under the ABCA in order to limit the issuance or transfer of its shares:

(1) to persons who are not Canadian residents; or

(2) to enable the corporation or any of its affiliates to qualify under any law of Canada or a law of any Canadian province or territory referred to in the regulations

(A) to obtain a license to carry on any business;

(B) to become a publisher of a Canadian newspaper, or periodical;

(C) to acquire shares of a financial intermediary as defined in the regulations.

(3) A corporation referred to in Subsection 174(1) of the ABCA can, by special resolution, amend its articles of incorporation in order to remove any restriction on the issuance or transfer of its shares. The members of the board of directors of a corporation can, if authorized by the shareholders through a special resolution effecting an amendment under Subsection 174(1), revoke the resolution before it is acted on, without further approval by the shareholders.

(4) The owners of shares of a class or, subject to Subsection 176(2) of the ABCA, a series have the right to vote separately as a class or series on proposals to amend the articles of incorporation in order to:

(A) increase or reduce the maximum number of authorized shares of that class;

158

(B) increase the maximum number of authorized shares of a class that has rights or privileges equal or superior to the rights or privileges corresponding to the shares of that class;

(C) exchange, reclassify or cancel all or part of the shares of that class;

(D) add, change or remove the rights, privileges, restrictions or conditions attending to the shares of that class and, without limiting the general nature of the foregoing,

(I) remove or change prejudicially rights to accrued dividends or rights to cumulative dividends;

(II) add, remove or change prejudicially redemption rights;

(III) reduce or remove a dividend preference or a liquidation preference; or

(IV) add, remove or change prejudicially conversion privileges, options, voting, transfer or pre-emptive rights, rights to acquire securities of a corporation or sinking fund provisions;

(E) increase the rights or privileges of any class of shares having rights or privileges equal or superior to the rights or privileges attached to the shares of that class;

(F) create a new class of shares having rights or privileges equal or superior to the rights or privileges attached to the shares of that class;

(G) make the rights or privileges of any class of shares having rights or privileges inferior to the rights or privileges of the shares of that class equal or superior to the rights or privileges of the shares of that class; exchange or create a right of exchange of all or part of the shares of another class into the shares of that class;

(H) effect an exchange or create a right of exchange of all of part of the Shares of another class in the Shares of that class; or

(I) constrain the issue or transfer of the shares of that class or extend or remove that constraint.

A proposed amendment to the articles of incorporation referred to in Subsection 176(1) is adopted when the holders of the shares of each class or series entitled to vote separately on the amendment as a class or series have approved the amendment by a special resolution.

A corporation under the ABCA may at any time, and shall when reasonably so directed by the Registrar under the ABCA, restate the articles of incorporation as amended. The articles of incorporation may be restated by a resolution of the members of the board of directors when the restatement only consolidates previous amendments or is done in conjunction with an amendment that the members of the board of directors are authorized to make without a special resolution, and they must be restated by a special resolution in all other cases (s. 180).

Subject to Subsection 183(4), an amalgamation agreement is adopted when the owners of the shares of each amalgamating corporation have approved the amalgamation merger through special resolutions (s. 183).

159

An application for the continuance of the Company in a new jurisdiction is authorized when the shareholders approve it by special resolution (s. 189(4)).

A sale, lease or exchange of all or a substantial part of the assets of the Company outside its ordinary course of business is adopted when the owners of each class or series with a right to vote on the matter have approved the sale, lease or exchange by a special resolution (s. 190(6)).

In general, subject to Sections 211 and 212 of the ABCA, the Company can be liquidated and dissolved by special resolution of the shareholders of each class, whether or not they otherwise have a right to vote (ss. 211 and 212).

Section 141 of the ABCA and the proposed form of by-laws of the Company permit the shareholders entitled to vote at a shareholders‟ meeting to consent through a unanimous written resolution to any matter that must be dealt with at the shareholders‟ meeting.

The rights of the shareholders to dissent are established in Section 191 of the ABCA. The dissent of a shareholder can lead to a court order requiring the Company to reacquire the shares of the shareholder, as long as the dissent is related to a Company resolution to:

(a) amend its bylaws in accordance with Section 173 or 174 in order to add, change or eliminate provisions that restrict or limit the issuance or transfer of shares of that class,

(b) amend its bylaws in accordance with Section 173 in order to add, change or eliminate restrictions on the business or businesses that the Company may carry on,

(c) amend its bylaws in accordance with Section 173 in order to add or eliminate an express statement that establishes the unlimited liability of the shareholders, as provided in Section 15.2(11),

(d) merge with another corporation in a manner other than that provided in Sections 184 or 187,

(e) continue under the laws of another jurisdiction in accordance with Section 189, or

(f) sell, lease or exchange all or part of its assets in accordance with Section 190.

Following is a summary of the rights of the owners of the Shares in accordance with the ABCA, which places restrictions on said rights and the Articles. Consequently, the owners of Shares have the following rights (taking into consideration that this summary does not contain all of the applicable requirements and exceptions, and does not constitute a complete review of all of the Shareholders‟ rights under the ABCA or other laws):

160

Right ABCA Section

Restrictions Additional information/Proxy

Right to have access to the Company‟s records and to receive a copy of the incorporation document, the bylaws and any unanimous shareholders‟ decisions

ss. 23, 24 The company‟s records can be accessed during normal working hours, and a copy of other documents are available upon request.

Non-shareholders (which includes representatives of a shareholder) have a more limited right than shareholders in respect of the Company records that may be accessed by such non-shareholder.

Right to receive dividends s. 26 At least one class of shares must grant the right to dividends, and this right is subject to the rights, privileges, restrictions and conditions applicable to each other class of shares, the decision of the Board of Directors to declare dividends, and applicable statutory and regulatory requirements and restrictions.

This right cannot be exercised by proxy.

Right to participate equitably in the remaining property of a company in dissolution

ss. 26, 222, 225

At least one class of shares must grant the right to receive the remaining property of a company in dissolution, and this right is subject to the rights, privileges, restrictions and conditions corresponding to each class of shares and applicable Statutory and regulatory requirements and restrictions.

This right cannot be exercised by proxy.

Right to vote to change the capital account declared by the company

s. 28, 38 A company cannot reduce its declared capital if it is not able to pay its liabilities upon maturity, or if such change would result in its assets being less than its total liabilities, unless the declared capital is reduced by an amount that is not represented by realizable assets.

This vote can be exercised through a proxy

Right to enforce a contract with a company that provides for the company‟s purchase of its own shares

s. 41 The contract is not enforceable against the company if compliance with the contract would prevent the company from being able to pay its liabilities upon maturity, or if such purchase would result in the realizable assets being less than its total liabilities.

This right cannot generally be enforced by proxy.

161

Right to receive a security certificate

s. 48 At security holder's option. If a company is authorized to issue more than one class or series of shares, the shareholder may demand a copy of the text of the rights, privileges, restrictions and conditions corresponding to each class or series authorized to be issued. The right to receive a share certificate in the name of the shareholder is that of the shareholder, however, a shareholder may instruct the company to deliver the share certificate to some other party or representative of the shareholder.

Right to participate in the election and removal of members of the Board of Directors

s. 106, 109 At least one class of shares must grant the right to vote in the shareholders‟ meeting.

This right can be exercised through a proxy.

Right to receive notice of and to vote in a shareholders‟ meeting

s. 134, 139 At least one class of shares must grant the right to vote in the shareholders‟ meeting.

This right to receive notice of a shareholders meeting is ultimately that of the registered shareholder, though procedures are in place by which the notice may initially be delivered to certain intermediaries. Shareholders have the right to designate a proxy to vote on their behalf and/or on their instruction at a shareholders meeting.

Right to present proposals in the shareholders‟ meeting

s. 136 The shareholder must be the registered owner or a beneficiary of a share with the right to vote in the shareholders‟ meeting. The Company is not required to comply unless the proposed is presented at least 90 days prior to the anniversary date of the previous shareholders‟ meeting.

162

Right to examine the company‟s list of shareholders

s. 137 The list of shareholders can be examined in the company‟s records office, the central securities registry, or the shareholders‟ meeting for which the list has been prepared.


Right to request a shareholders‟ meeting

s. 142 The shareholder or shareholders who make such request must have not less than 5% of the voting shares.

One or more registered owners or beneficiaries of shares who have not less than 5% of the company‟s issued shares with a right to vote in a shareholders‟ meeting can request that the members of the Board of Directors convene a shareholders meeting. The person(s) making the request must be registered owners or beneficiaries of shares.

Right to designate a proxy to attend and act in the shareholders‟ meeting

s. 148 At least one class of shares must grant the right to vote in the shareholders‟ meeting.

Shareholders have the right to designate a proxy to vote on their behalf and/or on their instruction at a shareholders meeting.

Right to receive a form of proxy

ss. 149, 150 At least one class of shares must grant the right to vote in the shareholders‟ meeting

This right can be waived by written agreement of all of the shareholders with a right to vote in a shareholders‟ meeting.

Right to receive a copy of the financial statements and auditor‟s report

ss. 155, 156, 159

Unless the shareholder has informed the company in writing that he/she does not wish to have a copy of these documents.

The company must send a copy of these documents to each shareholder at least 21 days prior to each annual shareholders‟ meeting. This right cannot be exercised by proxy.

Right to examine the consolidated financial statements

s. 157 Upon the request of the Company, a court may order the blocking of the right of a shareholder to examine such documents when the court is persuaded that the examination could be harmful to the company.


Right to participate in the election and removal of auditors

ss. 162, 165 At least one class of shares must grant the right to vote in a shareholders‟ meeting.

This right can be exercised through a proxy.

163

Right to participate in the approval of certain corporate and other changes

ss. 173, 183, 189, 190, 193, 212, 243

At least one class of shares must grant the right to vote in a shareholders‟ meeting.

If the proposed change involves a merger, all or substantially all of the assets of the company, or the continuation of the company in another jurisdiction, each share shall have the right to a vote, even if it would not otherwise have such a right. This right can be exercised by proxy.

Right to dissent s. 191 Specific to the type of resolution, but, in general, the owner of any class of shares entitled to vote may dissent in connection with the transaction set out in s. 191.

A shareholder with the right to dissent who complies with the applicable legal requirements has the right to have the company pay him/her the fair value of his/her shares, as determined by the sales price or by the court. The right to receive the fair value of shares under a dissent procedure is that of the shareholder, however, the dissent process may be carried out by a representative of the shareholder.

Right to request the voluntary liquidation and dissolution of a company

s. 211, 212 The shareholder must be a registered owner or a beneficiary of a share that has the right to vote in a shareholders‟ meeting, and must present a proposal in accordance with s. 136 of the ABCA.

The right to propose a liquidation or dissolution under s. 211 and 212 are those of the registered shareholder or beneficiary of a shares only. However, certain other interested persons, who may not be shareholders, also have the right under the ABCA to propose the liquidation and dissolution of a company.

Right to receive notification of a petition to a court for liquidation in order to approve the final account and distribution

s. 224 None; automatic upon becoming a shareholder

The right to notification is a right of the registered shareholder.

Right to petition a court to order an investigation of the company

s. 231 The court can issue any provisional or final order that it deems appropriate.

This right may be exercised by a representative of the shareholder.

164

Right to petition a court for an order to admit, or intervene in, an action on behalf of the Company, commonly known as a derivative action



Right to request a court order to rectify an oppressive or unfairly prejudicial act or omission by the Company or its affiliates or board members



4. Summoning of shareholder meetings

In accordance with Section 132 of the ABCA, the members of the Board of Directors of a company must convene an annual shareholders‟ meeting within 15 months following the holding of the last annual meeting.

5. Tax Matters

This section is based on the current provisions of the Income Tax Act (Canada) (the “Tax Act”) that are in force as of the date hereof, all specific proposals to amend the Tax Act which have been publicly and officially announced prior to the date hereof (the “Proposed Amendments”) and counsel‟s understanding of the current published administrative and assessing policies of the Canada Revenue Agency. No assurance can be given that the Proposed Amendments will be enacted in their current form, or at all. Except for the Proposed Amendments, this opinion does not take into account any future changes of law or administrative practice (whether by judicial, administrative, governmental or legislative action), nor does it take into account other federal or any provincial, territorial or foreign tax legislation or considerations, which may differ from the Canadian federal income tax considerations described herein.

This opinion applies only to a Shareholder who is not, and is not deemed to be, resident of Canada for purposes of the Tax Act and at all relevant times does not use or hold, and is not deemed to use or hold, Shares in, or in the course of, carrying on business in Canada and is not an insurer who carries on an insurance business in Canada and elsewhere (referred to hereinafter as “Non-Resident Petrominerales Shareholder”).

A Non-Resident Petrominerales Shareholder will not be subject to tax under the Tax Act on any capital gain realized on a disposition of Shares unless the Shares are “taxable Canadian property” to the holder for purposes of the Tax Act and the holder is not entitled to relief under an applicable income tax convention between Canada and the country in which the holder is resident. An income tax convention between Canada and the Republic of Colombia for the avoidance of double taxation and the prevention of fiscal evasion with respect to taxes on income and on capital was signed on 21 November 2008, in Lima. The convention will enter into force once Canada and the Republic of Colombia have notified each other through diplomatic channels that all the necessary measures to give the convention the force of law in their respective countries have been completed.

Generally, the Shares will not constitute taxable Canadian property to a Non-Resident Petrominerales Shareholder at a particular time, provided that the Shares are listed at that time on a designated stock exchange (which includes the Toronto Stock Exchange, “TSX”) unless at any time during the 60 month period that ends at that time (i) the Non-Resident Petrominerales Shareholder, persons with whom the Non-Resident Petrominerales Shareholder did not deal at arm‟s length, or the Non-Resident Petrominerales Shareholder together with all such persons, own 25% or more of the issued shares of any class or series of shares of the capital stock of the Company, and (ii) more than 50% of the fair market value of the Share was derived directly or indirectly from one, or any combination of, real or immoveable

165

property situated in Canada, Canadian resource properties (as defined in the Tax Act), timber resource properties (as defined in the Tax Act), and options in respect of, or interest in, or civil law rights in, any such properties, whether or not such property exists). Counsel‟s understanding is that at no point in time has more than 50% of the fair market value of the Shares been derived from any of the foregoing properties.

6. Payment of dividends

Subject to the ABCA, the holders of Shares will be entitled to receive dividends if, as and when declared by the Board out of the assets of the Company properly applicable to the payment of dividends in such amounts and payable in such manner as the Board may from time to time determine. Subject to the rights of the holders of any other class of shares of the Company entitled to receive dividends in priority or concurrently with the holders of the Shares, the Board may in its sole discretion declare dividends on the Shares to the exclusion of any other class of shares of the Company.

Section 43 of the ABCA establishes that a company cannot declare or pay dividends if there is a reasonable basis for believing that the company is, or after the payment would be, unable to pay its liabilities as they become due, or that the realizable value of its assets would thereby be less than the aggregate of its liabilities and stated capital of all classes.

Section 44 of the ABCA establishes that a company can pay dividends by issuing fully paid shares of the same and that, subject to Section 43, a company can pay dividends in money or property. Additionally, if shares are issued in payment of a dividend, the members of the board of directors of the company may add all or part of the value of those shares to the stated capital account maintained or to be maintained for the shares of the class or series issued in payment of the dividend.

7. Liquidation, Dissolution, Insolvency and Priorities

Dissolution under the ABCA

Under Section 212 of the ABCA, the directors may propose, or a shareholder who is entitled to vote at an annual general meeting of shareholders may, in accordance with the requirements of the ABCA, make a proposal for the voluntary liquidation and dissolution of a company governed by the ABCA. A corporation may liquidate and dissolve by special resolution of the shareholders or, if the corporation has issued more than one class of shares, by special resolution of the holders of each class whether or not they are otherwise entitled to vote. After issue of a certificate of intent to dissolve, the corporation shall (a) immediately cause notice of the issue of the certificate to be sent or delivered to each known creditor of the corporation, (b) forthwith publish notice of the issue of the certificate as required by the ABCA, and take reasonable steps to give notice of the issue of the certificate in every jurisdiction where the corporation was carrying on business at the time it sent the statement of intent to dissolve to the Registrar under the ABCA, (c) proceed to collect its property, to dispose of properties that are not to be distributed in kind to its shareholders, to discharge all its obligations and to do all other acts required to liquidate its business, and (d) after giving the notice required under clauses (a) and (b) and adequately providing for the payment or discharge of all its obligations, distribute its remaining property, either in money or in kind, among its shareholders according to their respective rights.

In certain limited circumstances, a corporation may also be dissolved by the Registrar under the ABCA or by order of the applicable Alberta court on application of the Registrar or an interested person under the ABCA (being (a) a shareholder, a director, an officer, an employee and a creditor of a dissolved corporation, (b) a person who has a contractual relationship with a dissolved corporation, (c) a trustee in bankruptcy for a dissolved corporation, or (d) a person designated as an interested person by an order of an applicable Alberta court).

166

Priorities of Shareholders on Dissolution under ABCA

Under Section 26(3) of the ABCA, the articles of a corporation may provide for more than one class of shares and, if they so provide, the rights, privileges, restrictions and conditions attaching to the shares of each class shall be set out in the articles of such corporation.

The Articles of the Company provide that in the event of the liquidation, dissolution or winding up of the Company or other distribution of the assets of the Company among its shareholders for the purpose of winding up its affairs, the holders of the Common Shares will, subject to the rights of the holders of any other class of shares of the Company entitled to receive assets of the Company upon such a distribution in priority to or concurrently with the holders of the Common Shares, be entitled to participate in the distribution. Such distribution will be made in equal amounts per share on all the Common Shares at the time outstanding without preference or distinction. The Articles of the Company further provide that the Preferred Shares of any series shall be entitled to such preferences over the Common Shares and any other shares ranking junior to the Preferred Shares with respect to all amounts payable on return of capital in the event of the liquidation, dissolution or winding up of the Company as may be determined by the directors when authorizing the respective series. To our knowledge, there are no Preferred Shares currently outstanding.

Bankruptcy and Insolvency Act (Canada)

The Bankruptcy and Insolvency Act (Canada) (“BIA”) is a federal Canadian statute that includes provisions to facilitate both the liquidation and reorganization of insolvent debtors.

Under the BIA, a bankrupt is a person who has made an assignment in bankruptcy, has been declared bankrupt by a court, or whose reorganization proposal under the BIA has failed. A bankruptcy may be commenced under the BIA by (a) an insolvent debtor filing a voluntary assignment to place itself in bankruptcy; (b) creditors of an insolvent debtor applying to court to have the debtor declared bankrupt; or (c) by the rejection of a proposal under the BIA initiated by an insolvent debtor attempting to restructure under the such proposal provisions.

Under the BIA, an insolvent person means a person who is not bankrupt and who resides, carries on business or has property in Canada, whose liabilities to creditors provable as claims under this Act amount to one thousand dollars, and (a) who is for any reason unable to meet his obligations as they generally become due, (b) who has ceased paying his current obligations in the ordinary course of business as they generally become due, or (c) the aggregate of whose property is not, at a fair valuation, sufficient, or, if disposed of at a fairly conducted sale under legal process, would not be sufficient to enable payment of all his obligations, due and accruing due.

Under the BIA, once a debtor is bankrupt, all of the assets of the debtor, except certain trust property and subject to the rights of secured creditors, vest in a trustee in bankruptcy. The BIA also imposes a stay of proceedings in respect of the debtor and its property which prevents others from taking new proceedings or continuing ongoing proceedings against the debtor.

Companies’ Creditors Arrangements Act (Canada)

The Companies’ Creditors Arrangements Act (Canada) (“CCAA”) is a federal Canadian statute and the principal statute for the reorganization of large insolvent corporations. In order to restructure under the CCAA, a company must be insolvent and have debts of not less than $5 million. Under a CCAA proceeding, a company may also address the rights of its shareholders in addition to its creditors.

The CCAA process is a court supervised process. In general terms, on application, in appropriate circumstances, the court will grant protection under the CCAA. The court will issue one or more orders giving the company a stay from its creditors to allow for the preparation of a plan of arrangement (a “Plan”), is the proposal that the company is presenting to its creditors on how it intends to deal with debt it owes at the time of the initial filing with the court. The court will also appoint a Monitor, an independent

167

third party, to monitor the insolvent company's ongoing operations and assist with the filing and voting on the Plan.

For a Plan to be binding on each class of creditors, a majority of the proven creditors in that class, by number, together with 2/3 of the proven creditors in that class, by dollar value, must approve of the Plan. If a class of creditors approves the Plan, it is binding on all creditors within the class, subject to the court‟s approval of the Plan. If all of the classes of creditors (and shareholders, if applicable) approve the Plan, the court must then approve the Plan. Upon court approval, the company continues forward as outlined under the Plan until it has satisfied the requirements under the Plan.

If a class of creditors or the court does not approve the Plan, the company does not automatically go into bankruptcy, but the stay is lifted which will potentially lead to the company being placed into receivership or bankruptcy.

Personal Property Security Act (Alberta)

The Personal Property and Security Act (Alberta) (“PPSA”) is an Alberta statute which governs the priorities, rights and obligations of secured creditors, including a secured creditor‟s right to enforce his/her security and dispose of assets subject to that security, following a default by a debtor.

8. TSX Company Manual

Chapter VI of the TSX Company‟s Manual provides that every listed issuer shall immediately notify TSX in writing of any transaction involving the issuance or potential issuance of any of its securities other than unlisted, non-voting, non-participating securities. A listed issuer may not proceed with any such transaction unless accepted by TSX.

The TSX may exercise its discretion to require that the issuance of securities be approved by the issuer‟s shareholders. Pursuant to TSX Company‟s Manual, security holder approval will typically be required by the TSX if, in the opinion of the TSX, the transaction (i) materially affects control of the issuer; or (ii) provides consideration to insiders in aggregate of 10% or greater of the market capitalization of the issuer and has not been negotiated at arm‟s length.

For other transactions, the TSX‟s decision whether to require security holder approval will depend on the particular fact situation having specific regard to the above considerations.

The TSX Company‟s Manual provides that security holder approval will be required for private placements:

in which an aggregate number of listed securities issuable greater than 25% of the number of securities of the listed issuer which are outstanding, on a non-diluted basis, prior to the date of closing of the transaction if the price per security is less than the market price; or

that during any six month period are to insiders for listed securities or options, rights or other entitlements to listed securities greater than 10% of the number of securities of the listed issuer which are outstanding, on a non-diluted basis, prior to the date of closing of the first private placement to an insider during the six month period.

In addition, the pursuant to the TSX Company Manual, security holder approval will also generally be required in those instances where the number of securities issued or issuable in payment of the purchase price for an acquisition exceeds 25% of the number of securities of the listed issuer which are outstanding, on a non-diluted basis.

168

9. Takeover Bids

Under applicable Canadian securities laws, an offeror must make a take-over bid to all holders of the class of securities subject to the bid who are in the local jurisdiction by sending the bid to (a) each holder of that class of securities whose last address as shown on the books of the offeree issuer is in the local jurisdiction, and (b) each holder of securities that, before the expiry of the deposit period referred to in the bid, are convertible into securities of that class, whose last address as shown on the books of the offeree issuer is in the local jurisdiction. For the purposes of the foregoing, a “takeover bid” means an offer to acquire outstanding voting securities or equity securities of a class made to one or more persons, any of whom is in the local jurisdiction or whose last address as shown on the books of the offeree issuer is in the local jurisdiction, where the securities subject to the offer to acquire, together with the offeror‟s securities, constitute in the aggregate 20% or more of the outstanding securities of that class of securities at the date of the offer to acquire but does not include an offer to acquire if the offer to acquire is a step in an amalgamation, merger, reorganization or arrangement that requires approval in a vote of security holders.

This opinion is given solely for your use and benefit with respect to the matters described herein and may not be relied on by, nor may copies be delivered to, any other person without our prior express written consent.

Yours truly,

Ogilvy Renault LLP

(signed) “Michael J. Bennett”

Michael J. Bennett

169

7.5 ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS PARA LOS PERIODOS TERMINADOS AL 31 DE MARZO DE 2011Y 31 DE MARZO DE 2010 DEL EMISOR PREPARADOS POR LA COMPAÑÍA CON SUS RESPECTIVAS NOTAS, TRADUCIDOS AL ESPAÑOL

170

Petrominerales obtuvo sólidos resultados durante el primer trimestre de 2011. La producción y el flujo de fondos de operaciones aumentaron respectivamente 23% y 19% frente al cuarto trimestre de 2010, y 7% y 30% en comparación con el primer trimestre de ese ejercicio. ASPECTOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS DESTACADOS (El símbolo $ se refiere a dólares estadounidenses a menos que se indique lo contrario.)

Trimestre finalizado el 31 de marzo 2011 2010 Variación

porcentual

Financieros (millones de $, salvo que se indique lo contrario) Ingresos de petróleo crudo 349.7 247.8 41 Flujo de fondos de operaciones

(1) 181.8 140.1 30

Por acción – básica ($) 1.76 1.42 24 – diluida ($) 1.49 1.34 11 Utilidad neta ajustada

(1) (2) 75.8 93.4 (19)

Por acción – básica ($) 0.73 0.95 (23) – diluida ($) 0.60 0.90 (33) Utilidad neta 36.8 93.4 (61) Por acción – básica ($) 0.35 0.95 (63) – diluida ($) 0.34 0.90 (62) Gastos por propiedades, planta y equipo, y exploración y evaluación 149.5 111.7 34 Total del activo 1,958.6 866.5 126 Superávit (déficit) neto de capital de trabajo

(1) 566.1 44.4 1,175

Acciones ordinarias, cierre del período (en miles) 103,678 98,935 5 Acciones ordinarias totalmente diluidas al cierre del período (en miles)

(3) 127,147 108,381 17

Operaciones Ganancia operativa neta ($/bbl)

(1)

Precio de referencia de Brent 104.89 76.75 37 Precio de referencia de WTI 94.61 79.08 20 Precio realizado de petróleo crudo

(4) 88.54 64.65 37

Regalías 11.50 7.12 62 Gastos de producción 7.70 6.48 19

Ganancia operativa neta (1)

69.34 51.05 36 Producción de petróleo crudo (bppd)

40,802 38,199 7

Venta de petróleo crudo (bppd) 39,688 38,462 3 (1)

Medición fuera del marco NIIF. Véase el apartado “Mediciones fuera del marco NIIF” en la sección “Análisis y comentarios de la Dirección”.

(2) La utilidad neta se ajustó en función de los efectos de la pérdida por pasivo financiero derivado de $39,0

millones ($0 en 2010).

(3) Suma de acciones ordinarias, opciones de compra de acciones, acciones ordinarias diferidas, acciones de incentivo, y obligaciones convertibles en circulación que se podrían convertir en acciones, a la fecha de cierre del período.

(4)

Neto de transporte; excluye los ingresos de las compras de petróleo.

171

Transacciones y aspectos destacados durante el primer trimestre (Salvo que se indique lo contrario, las comparaciones se refieren a las cifras del primer trimestre de los

ejercicios 2011 y 2010.)

Nuestra producción de petróleo crudo se cifró en 40,802 bppd, un aumento de 23% en relación con el cuarto

trimestre de 2010 y de 7% comparado con el primer trimestre de ese mismo ejercicio. Registramos un flujo de fondos de operaciones de $181.8 millones, o $1.76 por acción básica, un aumento

de 30% y 24% comparado con 2010. Los $36.8 millones de utilidad neta incluyeron una pérdida no monetaria de $39.0 millones resultante del

nuevo tratamiento contable de nuestro bono convertible conforme a las NIIF y al registro del monto total del impuesto sobre el capital en Colombia correspondiente a cuatro años, de $27.7 millones. La utilidad neta ajustada correspondiente a estas dos partidas fue de $103.5 millones en el trimestre, un aumento de 11% en relación con el ejercicio anterior.

Nuestras ganancias operativas netas en el trimestre ascendieron a $69.34 por barril, un aumento de 42% en relación con el trimestre anterior y de 36% comparado con el primer trimestre de 2010, debido principalmente al alza de los precios mundiales del petróleo.

Perforamos siete pozos de exploración en el trimestre y descubrimos importantes yacimientos en Yatay en el Bloque Guatiquia, Mantis y Yenac-3 en el Bloque Casimena, y Heliconia en nuestro yacimiento de petróleo pesado, entre otros.

Probamos el pozo Capybara-2 a una tasa superior a 4,000 bppd de petróleo de 29 grados API. Nuestro balance general se mantiene sólido. Finalizamos el trimestre con un superávit de capital de trabajo

de más de $566.1 millones. ACTUALIZACIÓN DE OPERACIONES La producción del primer trimestre de 2011 promedió 40,802 bppd, un aumento de 7,660 bppd, o 23% en relación con el cuarto trimestre de 2010. Esto es atribuible principalmente a nuestras actividades exitosas en Yatay y Mantis en el mes de enero, que se vieron compensadas por la puesta fuera de línea de los pozos Candelilla-2 y 3 a causa de obras de acondicionamiento y restricciones de transporte en la Cuenca de Los Llanos. Las limitaciones experimentadas en el trimestre se debieron sobre todo al aumento de la producción en el país, los retrasos en la expansión y reparación de algunos ductos, la disponibilidad de una flotilla restringida de camiones para transportar el petróleo, y las restricciones de vialidad durante la temporada de fiestas. La producción en el mes de abril promedió 39,776 bppd. La producción se redujo 5% con respecto al mes de marzo principalmente porque los pozos Corcel-E1, Yenac-2, Mantis-1 y Candelilla-3, entre otros, se pusieron fuera de línea para realizar obras de acondicionamiento. La producción de Corcel-E1 y de Yenac-2 se reinició a principios de mayo. Se espera que la producción del pozo Mantis-1 se reinicie a mediados de mayo. La bomba eléctrica sumergible en el pozo Candelilla-2 tuvo fallas el 4 de mayo de 2011. Antes de que se produjeran estas fallas, la producción del pozo se situaba en más de 5,500 bppd. Ya se está reemplazando la bomba y se espera que la producción del pozo se reinicie a fines de esta semana. Parte profunda de la Cuenca de los Llanos (Corcel, Guatiquia y Sur del Bloque 31), Colombia El 8 de febrero de 2011 concluimos nuestras operaciones de perforación del pozo Candelilla-5 en el Bloque Guatiquia, a una profundidad total medida de 12,170 pies. Candelilla-5 se dirigió a la formación Guadalupe que produce actualmente en Candelilla-4. La producción del pozo se inició el 9 de marzo de 2011 a una tasa promedio de 2,500 bppd. Una vez terminado Candelilla-5, en marzo, empezamos a perforar el pozo de exploración Azalea-1, que se dirigió a una estructura separada inmediatamente al suroeste del yacimiento Candelilla. El 8 de abril de 2011 alcanzamos una profundidad total medida de 12,170 pies en este pozo. Los registros de pozo indicaron una zona de producción neta de petróleo potencial de 47 pies. El pozo se revistió como un pozo petrolero potencial; y en la primera prueba de un intervalo en la formación de Arena Inferior 3, con un regulador de media pulgada y una presión de seis PSI en la cabeza de pozo, alcanzó un flujo natural de 120 bppd de petróleo de 24 grados API. Esta zona representa una producción neta de 10 pies. Considerando el índice de productividad registrado durante las pruebas, prevemos que con la instalación de una bomba del tamaño adecuado se podrían producir más de 1,000 bppd. Planeamos probar hasta tres intervalos adicionales, el primero de ellos en la formación de Arena Inferior 1.

172

El equipo se está trasladando al sitio Camoruco, para perforar el siguiente pozo de exploración en la parte noreste del Bloque Corcel. El 9 de marzo de 2011, concluimos nuestras operaciones de perforación en Guatin-1 en nuestro Bloque Corcel. El pozo de exploración alcanzó una profundidad total medida de 13,402 pies. Los registros de pozo indicaron una producción neta de petróleo potencial de 23 pies y se revistió como un pozo petrolero potencial. Al inicio de la primera prueba en la formación de Arena Inferior 3, la columna de prueba se atascó. Como no pudimos desatascarla, tendremos que perforar una desviación de este pozo para poder evaluar el yacimiento de exploración. Planeamos trasladar al Bloque Corcel el equipo de perforación que opera en los bloques de los Llanos Centrales, para perforar el sitio de exploración Cobra-1. Después podremos usarlo para perforar la desviación en Guatin y posiblemente unos pozos adicionales en la parte profunda de la Cuenca de Los Llanos, dependiendo de la oportunidad y la disponibilidad de los lugares. El 25 de marzo de 2011 iniciamos operaciones de perforación en nuestro pozo de exploración Macapay-1 en la parte noreste del Bloque Corcel. El 5 de mayo de 2011 alcanzamos una profundidad total medida de 13,772 pies en este pozo. Los registros de pozo indicaron una zona de producción neta de petróleo potencial de 30 pies en la formación de Arena Inferior 1. El pozo se está terminando como un pozo petrolero potencial y se esperan ver resultados en junio. Después de Macapay, el equipo se trasladará a Babaco-1, nuestro primer sitio de exploración en el Bloque 31. La producción de Candelilla y Yatay se está manejando con instalaciones provisionales ("Instalación Percherón") construidas en el Bloque Guatiquia. Instalamos líneas de flujo entre la Instalación Percherón y la instalación de procesamiento central Corcel, y esperamos conectar la producción de petróleo ligero a fines del segundo semestre. Además empezamos a construir una instalación de procesamiento central en la parte noreste del Bloque Corcel, que inicialmente podrá manejar hasta 40,000 barriles de fluidos por día en el tercer trimestre. Actualmente se ha completado el 25% de la instalación en el área noreste. Llanos Centrales (Casimena, Castor, Casanare Este, Mapache), Colombia En marzo perforamos el pozo Disa-1 en el Bloque Mapache que alcanzó una profundidad total medida de 8,210 pies. Basados en las muestras de hidrocarburos que se tomaron durante la perforación, revestimos el pozo como un pozo petrolero potencial. Estamos movilizando un nuevo equipo de terminaciones para llevar a cabo un programa de pruebas en el pozo, y esperamos ver resultados a fines de junio. Después de Disa-1, el equipo de perforación se trasladó al sitio Capybara-2 en el Bloque Castor. Perforamos el pozo y alcanzamos una profundidad total de 11,880 pies. Los registros de pozo indicaron que el pozo está localizado 68 pies arriba de la estructura a partir del pozo inicial Capybara-1, y una zona de producción neta de petróleo potencial de 45 pies. Terminamos el pozo con una bomba eléctrica sumergible y en las pruebas obtuvimos tasas de más de 4,000 bppd de petróleo de 29 grados API con un 10 por ciento de corte de agua. Planeamos construir instalaciones de producción en el bloque y que el pozo empiece a producir a fines de mayo. Planeamos trasladar el equipo al Bloque Corcel para perforar nuestro pozo de exploración Cobra-1. Para continuar con nuestro programa en los Llanos Centrales, planeamos contratar un equipo adicional que empezará a operar a fines del segundo trimestre en los prospectos de exploración Zacay y Pisingo en el Bloque Casimena. En el Bloque Casanare Este, recientemente concluimos la adquisición de datos sísmicos tridimensionales de 116 kilómetros cuadrados, que se está procesando en estos momentos. Bloques de petróleo pesado de la Cuenca de los Llanos (Río Ariari, Chiguiro Oeste, Chiguiro Este), Colombia Tenemos un equipo de perforación que opera en nuestro yacimiento de petróleo pesado. Heliconia-1, el quinto pozo del programa de perforación de exploración de nueve pozos en Río Ariari alcanzó en marzo una profundidad total de 5,300 pies. Los registros de pozo indicaron una zona de producción neta de petróleo potencial de 15 pies en la formación Mirador. Los resultados iniciales de las pruebas durante tres días fueron

173

muy alentadores: un promedio de 176 bppd de petróleo pesado de nueve grados API con un 94 por ciento de corte de agua. El pozo Heliconia está situado 2.1 kilómetros al noroeste de nuestro yacimiento Mochelo. Después de Heliconia, recientemente concluimos la perforación y el revestimiento del pozo de exploración Acanto-1. Los registros de pozo indicaron una zona de producción neta de hidrocarburos potencial de 52 pies en la formación Mirador. Planeamos llevar a cabo un programa de pruebas en múltiples zonas y esperamos ver resultados a fines de junio. El equipo se está trasladando al Bloque Chiguiro Este para perforar el prospecto de exploración Azulejo-1. En vista de los positivos resultados obtenidos a la fecha con nuestro programa de exploración convencional en Río Ariari, planeamos ampliar las actividades de exploración de petróleo pesado mediante un programa de perforación estratigráfica que iniciará en el cuarto trimestre de 2011 y continuará en 2012. Hemos identificado provisionalmente 34 sitios: 22 de exploración y 12 de salida a yacimientos existentes. Los sitios de salida servirán para definir el alcance lateral de algunos de nuestros yacimientos existentes y controlar estratigráficamente dos pozos horizontales iniciales, uno en Mochelo y otro por definir con base en los resultados actuales de los pozos de exploración. Estos pozos nos ayudarán a determinar el caudal factible de los pozo horizontales y avanzar hacia un desarrollo comercial en gran escala. El 15 de febrero de 2011 se inició un programa de adquisición de datos sísmicos tridimensionales de 369 kilómetros cuadrados en la parte oeste del Bloque Río Ariari que abarca nuestra actividad de perforación reciente. Se prevé terminar la adquisición en el curso del tercer trimestre. Estos datos, junto con el programa de perforación estratigráfica, delinearán el alcance geográfico de nuestras actuales actividades de exploración exitosas y nos permitirán definir la siguiente fase de perforación de exploración en el Bloque Río Ariari. Bloque 126, Perú Seguimos avanzando en nuestro programa de exploración de tres pozos en el Bloque 126, que planeamos iniciar en el tercer trimestre de 2011. Ya contratamos un equipo de perforación y estamos consiguiendo el resto del equipo más importante. Empezamos a construir en la base de logística Nueva Italia y prevemos dar inicio a las operaciones de perforación del primer pozo del programa, La Colpa-2, en el cuarto trimestre de 2011. Bloques 114 y 131, Perú Petrominerales tiene una participación de trabajo del 30% en los bloques 114 y 131. En el Bloque 131, el operador lanzó un programa de adquisición de datos sísmicos bidimensionales de 300 kilómetros y es posible que se perfore el primer pozo en 2012. En el Bloque 114, la siguiente fase de exploración contempla la perforación de un pozo de exploración a fines de 2012. El operador es responsable de nuestra parte de los costos de la fase actual de exploración sísmica y del primer pozo de exploración en cada bloque. Bloques 161 y 141, Perú El Bloque 161, situado en el este central de Perú, abarca una superficie de 1.2 millones de acres, y el 80% es propiedad de Petrominerales. Los compromisos actúales, que se concluirán en junio de 2012, incluyen la adquisición de datos sísmicos bidimensionales de 350 kilómetros y un informe geológico y geofísico actualizado en el cual se incorporarán datos geológicos existentes y datos sísmicos reprocesados. El Bloque 141, situado en el sur de Perú, abarca una superficie de 1.3 millones de acres y el 80% es propiedad de Petrominerales. Los compromisos actuales, que se concluirán en julio de 2012, incluyen la adquisición, procesamiento e interpretación de datos sísmicos bidimensionales de 300 kilómetros. Ya se están realizando las evaluaciones de impacto ambiental previas a la implementación de los programas sísmicos. INSCRIPCIÓN EN LA BOLSA DE VALORES DE COLOMBIA Continuamos avanzando en el proceso de inscripción en la Bolsa de Valores de Colombia (“BVC”). Logramos la resolución y aprobación de los puntos medulares de nuestra solicitud de inscripción y estamos presentando documentación actualizada al organismo regulador colombiano.

174

PERSPECTIVAS Nuestro programa de capital de 2011 nos colocará como una de las compañías de exploración más activas de Colombia, al perforar hasta 37 pozos de exploración centrados en oportunidades de exploración de mayor impacto, y 12 pozos estratigráficos adicionales en nuestro yacimiento de petróleo pesado. Además seguiremos invirtiendo en nuestro futuro, ya que planeamos adquirir datos sísmicos tridimensionales de alta calidad de 1,600 kilómetros con la finalidad de tener más oportunidades de incrementar nuestro inventario multianual de prospectos, que actualmente se sitúa en más de 100 sitos de perforación. ASAMBLEA GENERAL ANUAL Nuestra asamblea anual de accionistas se llevará a cabo el 12 de mayo de 2011 a las 10:00 a.m. hora de Bogotá (hora de Calgary 9:00 a.m.; hora del Este 11:00 a.m.) en el Hotel Radisson Royal Bogotá, Millennium Room, Calle 113 No. 7 – 65, Bogotá, Colombia. Para aquéllos que no puedan asistir en persona, posteriormente habrá una transmisión web de la asamblea y de una presentación general de la compañía a la que podrán acceder en la siguiente dirección: http://www.segmentoactivo.net/clientes/petrominerales/12052011/

ANÁLISIS Y COMENTARIOS DE LA DIRECCIÓN La siguiente sección de Análisis y comentarios de la Dirección es de fecha 11 de mayo de 2011 y debe leerse junto con los estados financieros consolidados intermedios condensados no auditados y las notas adjuntas de Petrominerales Ltd. (“Petrominerales” o la “Compañía") correspondientes al trimestre finalizado el 31 de marzo de 2011, la sección de Análisis y comentarios de la Dirección correspondiente al trimestre finalizado el 31 de marzo de 2010 y los estados financieros consolidados auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010. En el sitio en Internet de SEDAR, www.sedar.com o en el sitio www.petrominerales.com puede encontrarse información adicional relacionada con la Compañía, entre ella su Formulario Informativo Anual. A menos que se indique lo contrario, todos los montos se expresan en dólares estadounidenses y las cifras de los cuadros, excepto las relativas a acciones, se expresan en millones de dólares estadounidenses.

Petrominerales Ltd. (“Petrominerales” o la “Compañía”) es una compañía internacional de petróleo y gas que se dedica a la exploración, explotación y producción de petróleo crudo en Colombia y Perú. Petrominerales es una empresa incorporada en Alberta, Canadá, que cotiza en la Bolsa de Valores de Toronto. Su oficina matriz está ubicada en 1900, 111 – 5th Avenue S.W., Calgary, Alberta, Canada, T2P 3Y6. A partir del 31 de diciembre de 2010, la Compañía puso en práctica una reorganización (la “Reorganización”) en virtud de la cual la jurisdicción legal de la sociedad matriz del grupo cambió de Bahamas a Alberta, Canadá. Además, el 31 de diciembre de 2010, el anterior accionista mayoritario, Petrobank Energy and Resources Ltd. (“Petrobank”), distribuyó a sus accionistas su participación del 65% en Petrominerales. NIIF Este es el primer período de presentación de informes de Petrominerales conforme a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF). Las políticas contables de la Compañía se ajustaron para cumplir con dichas normas a partir del balance general al 1 de enero de 2010. En la Nota 23 “Adopción inicial de las NIIF” de los estados financieros consolidados condensados para períodos intermedios al 31 de marzo de 2011, no auditados, se presenta un resumen completo de los cambios importantes, incluidas las conciliaciones de los estados financieros preparados conforme a los PCGA de Canadá, con aquéllos preparados conforme a las NIIF. La adopción de las NIIF no tuvo ningún impacto en el efectivo generado por la Compañía, pero sí afectó al estado de situación financiera (o balance general) y al estado de ingresos y utilidad integral (o estado de resultados). Al aplicarse las NIIF, la utilidad neta del primer trimestre de 2010 previamente informada se incrementó $20.0 millones como se muestra en la siguiente conciliación:

http://www.segmentoactivo.net/clientes/petrominerales/12052011/

175

Conforme a las NIIF, la utilidad neta correspondiente al trimestre finalizado el 31 de marzo de 2011 fue de $36.8 millones. Los ajustes contables importantes por la conversión a las NIIF que afectaron a la utilidad neta fueron una pérdida de $39.0 millones por pasivo financiero derivado y una menor tasa de agotamiento debido al uso de las reservas probadas más las probables. Con la aplicación de las NIIF, la característica de conversión implícita en nuestras obligaciones convertibles con vencimiento en 2016 se registra como pasivo financiero derivado. Por consiguiente, un incremento en el precio de las acciones de la Compañía genera una pérdida por pasivo derivado. ANÁLISIS FINANCIERO (Salvo que se indique lo contrario, las comparaciones se refieren a las cifras del primer trimestre de los ejercicios 2011 y 2010.)

En el primer trimestre la producción creció 7% debido principalmente al éxito de las perforaciones en Casimena y Neiva, lo que fue compensado por reducciones en la producción natural en Corcel y Orito. La producción de Guatiquia disminuyó 4% principalmente a causa de reducciones en la producción natural en el campo Candelilla y actividades de acondicionamiento en los pozos Candelilla-2 y 3 por las que éstos se pusieron fuera de línea durante unos 40 días del trimestre. La reducción en el campo Candelilla fue compensada por la producción de aproximadamente 10,000 bppd del yacimiento Yatay, que empezó a producir el 4 de enero de 2011. La producción de Corcel decreció 5% debido a reducciones en la producción natural y a la puesta fuera de línea de Corcel-E1, lo que fue compensado por la producción del yacimiento Caruto, que empezó a producir a finales de noviembre de 2010. La producción de Neiva creció 57% gracias al éxito de nuestro programa de perforación de desarrollo. La producción de Orito disminuyó 36%, debido al cierre de ciertos pozos por reparaciones al sistema de extracción por inyección de gas y a reducciones en la producción natural. Desde mediados de 2009 no se ha perforado ningún pozo en el campo; sin embargo, planeamos reiniciar nuestro programa de perforación en mayo de 2011, en el Bloque Orito.

Trimestre finalizado el 31 de marzo de 2010

Utilidad neta conforme a los PCGA de Canadá 73.4

Agotamiento y depreciación 11.6

Impuestos diferidos 7.0

Pérdida por conversión de divisas 1.7

Intereses y acumulación (0.2)

Compensación por medio de acciones (0.1)

Utilidad neta conforme a las NIIF 93.4

Producción promedio de petróleo crudo por día y volúmenes de ventas (bppd)

Trimestre finalizado el 31 de marzo

2011 2010 Variación

Guatiquia 20,112 20,972 (4%) Corcel 10,654 11,251 (5%)

Neiva 4,121 2,620 57% Orito 1,949 3,064 (36%) Casimena 3,966 - 100%

Otros - 292 (100%)

Producción total 40,802 38,199 7% Variaciones en el inventario y otros (1,130) 263 -%

Volúmenes de ventas de petróleo producido 39,672 38,462 3%

Petróleo comprado 16 - 100%

Volúmenes de ventas 39,688 38,462 3%

176

La producción de Casimena consiste en nuestros yacimientos de Yenac y Mantis, descubiertos en abril de 2010 y enero de 2011, respectivamente. En el primer trimestre esta producción creció 180% con respecto al cuarto trimestre de 2010, gracias a la adición de los pozos Yenac-2, Yenac-3 y Mantis-1. El pozo Yenac-1 ha estado cerrado desde mediados de diciembre, pero se espera que su producción se reinicie en el secundo semestre de 2011 en cuanto se obtenga una licencia de explotación.

Precios promedio de referencia y realizados Trimestre finalizado el 31 de marzo


Brent ($/bbl) 104.89 76.75 37%

WTI ($/bbl) 94.61 79.08 20%

Ajuste de calidad, ductos y las comisiones de comercialización 3.29 (7.48) -%

Precio de venta 97.90 71.60 37%

Costos de transporte 9.36 6.95 35%

Precio realizado del petróleo, neto de costos de transporte ($/bbl) 88.54 64.65 37%

Descuento en porcentaje del WTI 6% 18% (67%)

La mayor parte de la producción de la Compañía se cotiza en relación con la mezcla Vasconia colombiana. Históricamente, los precios de la mezcla Vasconia se correlacionaban con el WTI; pero hacia fines de 2010 se correlacionaron más con el Brent debido a una ampliación del diferencial entre el WTI y el petróleo crudo Brent. En el primer trimestre de 2011, la mezcla Vasconia se vendió con una prima de $4.74 por barril sobre el precio del WTI, comparado con un descuento de $4.17 por barril en el mismo período de 2010. Por otra parte, el precio de venta del petróleo se incrementó 37% en el primer trimestre debido a actividades de comercialización que permitieron a la Compañía vender parte de la producción de febrero a precios de marzo aprovechando el entorno alcista del sector, y a un aumento de 37% en los precios de referencia del Brent. Costos de transporte La mayor parte de la producción de petróleo de la Compañía, excluyendo la de Orito y Neiva que están conectados a ductos, se envía en camiones a diversas estaciones de descarga para su venta. Los costos de transporte se elevaron a $9.36 por barril durante el trimestre, lo que representa un aumento de 35%. Esto se debió principalmente a que las tarifas de transporte se incrementaron por la mayor demanda general de camiones en Colombia. La demanda de camiones se ha elevado a causa de las limitaciones de transporte y capacidad de descarga experimentadas en la Cuenca de Los Llanos, atribuibles sobre todo al aumento de la producción en el país, las restricciones de la capacidad de transporte, las restricciones de vialidad durante la temporada de fiestas, y los retrasos en la reparación y expansión de algunos ductos de terceros. Además, las restricciones de capacidad de ciertas estaciones de descarga y segmentos de ductos en la Cuenca de Los Llanos motivaron el envío a múltiples estaciones, algunas de ellas más distantes, lo que elevó los costos por barril. Ingresos de petróleo Los ingresos de petróleo crudo se incrementaron 41% en el primer trimestre debido a un alza de 37% en los precios de venta, aunada al crecimiento de 3% en los volúmenes de ventas de petróleo producido. El siguiente cuadro concilia la diferencia en los ingresos entre los trimestres finalizados el 31 de marzo de 2010 y 2011.

Ingresos de petróleo al 31 de marzo de 2010 247.8

Varianza en los volúmenes de ventas 7.9

Varianza en el precio de venta 93.9

Ingresos de petróleo por compras a terceros 0.1

Ingresos de petróleo al 31 de marzo de 2011 349.7

Variación en dólares en los ingresos 101.9

Variación porcentual en los ingresos 41%

Regalías Trimestre finalizado el 31 de

marzo


177

Regalías 41.1 24.7 66%

$ por bbl 11.50 7.12 62%

Regalías en porcentaje del precio realizado del petróleo 13% 11% 18%

Marco de regalías Las regalías del gobierno colombiano inician a una tasa del 8% hasta que la producción neta de la Compañía por campo rebasa los 5,000 bppd, a partir de lo cual se incrementan 1% por cada aumento de 10,000 bppd producidos por campo, hasta un máximo de 25%. Además, ciertos contratos de exploración colombianos establecen el pago de un precio de participación alto si la producción acumulada en un área de explotación, en el caso de contratos anteriores, o en toda el área contractual, en el caso de contratos nuevos, es superior a cinco millones de barriles. A la fecha, sólo se ha alcanzado ese volumen de producción en el área de explotación Candelilla, en el Bloque Guatiquia. El precio de participación alto se debe pagar a la Agencia Nacional de hidrocarburos (“ANH”) y se calcula como porcentaje de la diferencia entre el precio realizado del petróleo y un precio mínimo determinado por la ANH, multiplicado por una tasa contractual, que generalmente es del 30% para los contratos de Petrominerales. Por último, la producción del Bloque Corcel está sujeta a una participación en las utilidades netas del 8%. La cuenta de esta participación es un saldo acumulativo que incluye la deducción de las inversiones de capital, de tal suerte que cuando es negativo, no hay ningún monto por pagar. Análisis comparativo Las regalías registraron un aumento del 66% y las regalías por barril del 62%, debido principalmente a la mayor producción y al alza de los precios mundiales del petróleo, aunadas al incremento de la tasa de regalías sobre la producción de Candelilla por los pagos de un precio de participación alto. En porcentaje de los ingresos, las regalías registraron un aumento del 13% en el primer trimestre de 2011, motivado en su mayor parte por el comienzo de pagos de un precio de participación alto sobre la producción en Candelilla en el tercer trimestre de 2010. Las regalías sobre Candelilla se incrementaron de 9% a 15%, lo cual fue compensado en parte por el yacimiento Yatay descubierto en el primer trimestre de 2011, cuya tasa de regalías se cifró alrededor del 9%. Controversia sobre el precio de participación alto Actualmente Petrominerales está envuelta en una controversia con la ANH relacionada con la interpretación del contrato de exploración del Bloque Corcel (“Contrato de Corcel”) celebrado entre ambas el 2 de junio de 2005. Actualmente la controversia está sometida a un proceso de solución conforme a lo dispuesto en el Contrato Corcel. Petrominerales prevé que la solución será favorable para la Compañía, por lo que los presentes estados financieros no incluyen ninguna provisión para regalías adicionales. Para mayor información, véanse los estados financieros del primer trimestre de 2011 de la Compañía.

Gastos de producción Trimestre finalizado el 31 de

marzo


Gastos de producción 27.5 22.4 23%

$ por bbl 7.70 6.48 19%

En el primer trimestre de 2011, los gastos de producción aumentaron 23% debido principalmente a los mayores niveles de producción y un aumento en los costos por barril. Los gastos de producción por barril se incrementaron 19%, a $7.70. Este incremento se debió sobre todo a los mayores costos de manejo del agua y un aumento de tarifa del operador de campo en Orito.

Gastos por agotamiento y depreciación Trimestre finalizado el 31 de

marzo


178

Gastos por agotamiento, depreciación y acrecentamiento 67.7 48.7 39%

$ por bbl 18.95 14.07 35%

En el primer trimestre los gastos por agotamiento, depreciación y acrecentamiento aumentaron 39% debido a un aumento de 3% en los volúmenes de ventas y de 35% en la tasa de agotamiento por barril. La causa principal del alza de la tasa de agotamiento por barril fue el aumento de los costos de exploración y desarrollo relacionados con las reservas probadas más las probables.

Gastos generales y administrativos Trimestre finalizado el 31 de

marzo


Gastos generales y administrativos 9.6 5.0 92%

$ por bbl 2.69 1.44 87%

El incremento de los gastos generales y administrativos durante el primer trimestre se debió sobre todo a los mayores niveles de personal y salarios y costos de oficina asociados, la inflación en Colombia y el alza del peso colombiano y las donaciones eventuales realizadas durante el trimestre, por medio de nuestra Fundación Vichituni, a organizaciones que han prestado ayuda al país tras las recientes inundaciones.

Gastos de compensación por medio de acciones Trimestre finalizado el 31 de

marzo


Gastos de compensación por medio de acciones 6.3 2.6 142%

Los gastos de compensación por medio de acciones son egresos no monetarios que se basan en el valor justo de las opciones de compra de acciones, las acciones ordinarias diferidas y las acciones de incentivo otorgadas. El valor justo se calcula en la fecha de otorgamiento y se amortiza durante el período de adquisición de cada opción o tramo de acciones de incentivo, o inmediatamente después de la fecha de otorgamiento de las acciones ordinarias diferidas. Los gastos se incrementaron debido a las acciones ordinarias diferidas que se otorgaron en el primer trimestre de 2011 y tuvieron que cargarse a gastos de inmediato, así como a las opciones y acciones de incentivo únicas otorgadas en 2010 por el nombramiento de ejecutivos y nuevas contrataciones.

Gasto financiero neto Trimestre finalizado el 31 de marzo


Intereses en efectivo y cargos contingentes 5.4 1.9 182%

Acumulación de obligaciones convertibles 4.0 1.2 233%

Acumulación de impuesto sobre el capital en Colombia 0.6 - 100%

Acumulación de pasivos por puesta fuera de servicio 0.3 0.2 50%

Amortización de costos de financiamiento diferidos 0.4 0.3 3%

Intereses y gastos de acumulación 10.7 3.6 197%

Pérdida por pasivo financiero derivado 39.0 - 100%

Pérdida por conversión de divisas 3.8 2.5 52%

Ingresos por intereses (0.6) - 100%

Gasto financiero neto 52.9 6.1 767%

Intereses y acumulación Los gastos por intereses en efectivo y la acumulación de obligaciones convertibles aumentaron en el primer trimestre debido principalmente a los $550 millones de obligaciones convertibles emitidas el 25 de agosto de 2010. Pérdida por pasivo financiero derivado Los instrumentos derivados se contabilizan en el balance general a su valor justo, cuyas variaciones se registran en el estado de resultados. Conforme a las NIIF, la característica de conversión de las obligaciones convertibles con vencimiento en 2016 emitidas el 25 de agosto de 2010 se clasifica como instrumento derivado porque, si se

179

convierten, la Compañía tiene la opción de entregar 16 millones de acciones ordinarias o el monto en efectivo equivalente al valor del mercado de las mismas. Puesto que el precio de las acciones de la Compañía se incrementó en el trimestre, el pasivo derivado aumentó $39.0 millones y se registró una pérdida por pasivo derivado no monetario equivalente. Pérdida por conversión de divisas El peso colombiano registró un alza del 2% frente al dólar estadounidense en el primer trimestre, de 1,914:1 al 31 de diciembre de 2010 a 1,879:1 al 31 de marzo de 2011. Esta fluctuación en el tipo de cambio generó una pérdida de $3.8 millones principalmente con respecto a las cuentas por pagar denominadas en pesos colombianos. Las fluctuaciones en el tipo de cambio del peso colombiano también afectan los gastos de la Compañía denominados en pesos colombianos debido a que alrededor del 65% de los gastos se incurren en pesos colombianos.

Gastos por impuestos sobre la renta Trimestre finalizado el 31 de

marzo


Gastos por impuestos sobre la renta corrientes 46.3 28.0 65%

Impuestos sobre la renta diferidos (recuperación) 0.2 (7.7) -%

Impuestos sobre la renta 46.5 20.3 129%

Tasa fiscal efectiva, calculada en función de las utilidades antes del impuesto sobre el capital

42% 18% 133%

Las utilidades antes de impuestos de la Compañía están sujetas a la tasa de impuesto sobre la renta reglamentaria en Colombia, que es del 33%. Lo gastos por impuestos se elevaron 129% debido principalmente al aumento de la utilidad neta gravable en el primer trimestre de 2011, a su vez motivado por los mayores volúmenes de ventas y precios en comparación con 2010, y el alza de la tasa fiscal efectiva. La tasa fiscal efectiva de la Compañía, calculada en función de las utilidades de $111,0 millones antes de impuestos y del impuesto sobre el capital, se ubicó en 42%. La tasa fiscal efectiva de la Compañía registrada en lo que va del 2011 fue superior a la tasa de impuesto sobre la renta reglamentaria en Colombia en gran parte debido a ciertos gastos contables no deducibles de impuestos, que incluyen la compensación por medio de acciones, la pérdida por pasivo derivado y los intereses. Por otra parte, la tasa fiscal efectiva fue más alta que en 2010 principalmente por la abrogación de las disposiciones fiscales que en años anteriores permitían el aumento de reservas para impuestos para la adquisición de activos fijos productivos. La tasa promedio anual en 2010 fue de 28%. La tasa fiscal de la Compañía en cualquier año es una función de la relación entre el total de gastos por impuestos y el monto de las utilidades antes de impuestos del ejercicio. La tasa fiscal efectiva difiere de la tasa fiscal reglamentaria porque tiene en cuenta partidas no deducibles, ajustes por cambios en las tasas fiscales y otra legislación fiscal, la variación en el cálculo de reservas y las diferencias entre la provisión y los montos reales informados en las declaraciones de impuestos. Las diferencias importantes incluyen la compensación por medio de acciones, las ganancias o pérdidas no deducibles sobre la parte de pasivo derivado de la obligación convertible y el impuesto sobre el capital no deducible, que conforme a las NIIF se clasifica como gasto de operación.

Gasto por impuesto sobre el capital en Colombia Trimestre finalizado el 31 de

marzo


Impuesto sobre el capital en Colombia 27.7 0.5 -

El impuesto sobre el capital se basa en los niveles de capitalización del patrimonio en Colombia. En diciembre de 2010, el gobierno de Colombia aprobó una nueva legislación que obliga a las empresas del país y a las sucursales de compañías extranjeras a pagar un impuesto sobre el capital basado en el capital neto a partir del 1 de enero de 2011. La tasa de impuesto aplicable a Petrominerales es el 6% del capital neto, equivalente a $33.2 millones, pagaderos en partes iguales en el curso de cuatro años a partir de 2011 ($2.1 millones por trimestre). El valor presente neto del pasivo total, estimado en $27.7 millones, se registró como pasivo y se cargó a gastos en el estado de resultados en el primer trimestre de 2011. Conforme a las NIIF, este costo se clasifica como gasto de operación dado que el impuesto no se basa en la utilidad y no es deducible de impuestos. El descuento de

180

$5.5 millones sobre el pasivo se acumula durante cuatro años, por lo que $600,000 se registraron como acrecentamiento en los gastos financieros netos en el estado de resultados. Utilidad neta En el primer trimestre de 2011, la utilidad neta decreció 61%, a $36.8 millones, debido principalmente a una pérdida no monetaria sobre pasivos derivados, mayores impuestos sobre la renta, el incremento de los impuestos sobre el capital derivado de la contabilización en el primer trimestre del valor presente neto del impuesto sobre el capital correspondiente a cuatro años, y un mayor agotamiento a causa del aumento de los volúmenes de ventas y de los costos de exploración y desarrollo, que se vieron compensados por mayores ganancias operativas netas motivadas principalmente por el alza de precios de los productos básicos.

El cuadro que sigue resume las variaciones en la utilidad neta y la utilidad neta por acción.

Conciliación de variaciones en la utilidad neta Trimestre finalizado el 31 de marzo

Por acción –

básica ($)

Utilidad neta, período 2010 93.4 0.95

Aumento (disminución) por:

Volúmenes de ventas 7.9 0.08

Precios de venta 93.8 0.89

Regalías (16.4) (0.16)

Gastos de operación (5.1) (0.05)

Transporte (9.4) (0.09)

Petróleo comprado 0.1 -

Aumento de la ganancia operativa neta 70.9 0.67

Gastos generales y administrativos (4.6) (0.05)

Agotamiento y depreciación (19.0) (0.19)

Pérdida por pasivo derivado (39.0) (0.40)

Intereses y gastos de acumulación (7.1) (0.07)

Otros (1)

(4.4) (0.04)

Impuestos sobre el capital (27.2) (0.27)

Impuestos sobre la renta (26.2) (0.26)

Utilidad neta, período 2011 36.8 0.34 (1)

Otros incluye ingresos por intereses, gastos de compensación por medio de acciones y (ganancias) pérdidas por conversión de divisas.

Flujo de fondos de operaciones En el primer trimestre de 2011, el flujo de fondos de operaciones aumentó 30%, a $181.8 millones, debido principalmente a las mayores ganancias operativas netas motivadas por el alza de los precios de los productos básicos, que se vieron compensadas por un incremento de los impuestos sobre la renta corrientes. El siguiente cuadro resume las variaciones en el flujo de fondos de las operaciones.

Conciliación de variaciones en el flujo de fondos de las operaciones Trimestre finalizado el 31 de marzo

Por acción – Básica ($)

Flujo de fondos de operaciones, período 2010 140.1 1.42

Aumento (disminución) por:

Volúmenes de ventas 7.9 0.08

Precios de venta 93.8 0.89

Regalías (16.4) (0.16)

Gastos de operación (5.1) (0.05)

Transporte y otros gastos (9.4) (0.09)


181

Efecto de la ganancia operativa neta 70.9 0.67

Gastos generales y administrativos (4.6) (0.05)

Cambio de divisas (1.3) (0.02)

Gastos por intereses neto de ingresos por intereses (2.9) (0.04)

Impuestos (20.4) (0.22)

Flujo de fondos de operaciones, período 2011 181.8 1.76

El siguiente cuadro muestra la conciliación del flujo de fondos de operaciones con el flujo de efectivo de operaciones correspondientes a los períodos que se indican:



Flujo de fondos de operaciones fuera del marco NIIF 181.8 140.1 30%

Variaciones en el capital de trabajo no monetario, incluidos intereses e impuestos por pagar (54.9) (101.4)

(46%)

Flujo de efectivo de actividades de operación dentro del marco NIIF 126.9 38.7 228%

Gastos de capital

Trimestre finalizado 31 de marzo de 2011

Perforación y terminacione

s

Instalaciones e

infraestructura

Sísmicos y otros

Salud, seguridad,

medio ambiente y

comunidades Total

Parte profunda Llanos 35.0 45.0 1.1 0.8 81.9

Central Llanos 11.3 14.3 5.0 0.9 31.5

Petróleo pesado 10.1 8.7 3.0 0.2 22.0

Neiva 6.2 4.3 0.1 0.5 11.1

Perú 0.4 0.3 1.3 0.5 2.5

Orito - 0.1 0.1 0.1 0.3

Faldas de las montañas - 0.1 - 0.1 0.2

Total

63.0 72.8 10.6 3.1 149.5

Registrado como:

Exploración y evaluación 88.0

Propiedades, planta y equipo 61.5

Los gastos de capital de la parte profunda de la cuenca de Los Llanos se relacionan con Corcel, Guatiquia y Sur del Bloque 31: Los costos de perforación y terminación se relacionan con:

o Noreste de Corcel – costos de perforación final y terminación de Cardenal-1, cuya perforación se inició el 6 de diciembre de 2010 y empezó a producir el 29 de marzo, costos de perforación de Gautin-1 (cuya terminación se inició el 2 de abril) y costos de perforación inicial de Mayapay-1 iniciada el 25 de marzo;

o Corcel – costos de perforación final de Celeste-1, cuya perforación se inició el 9 de diciembre de 2010, y costos de acondicionamiento de Corcel-C1;

o Guatiquia – costos de terminación final de Yatay-1, que empezó a producir el 4 de enero, costos de perforación y terminación de Candelilla-5, costos de perforación inicial de Azalea-1, cuya perforación se inició el 25 de marzo, y costos de acondicionamiento de Candelilla-3.

los costos de instalación se relacionan con la modificación de la instalación de procesamiento central Corcel para incrementar la capacidad de manejo de fluidos, y la instalación de líneas de flujo para conectar esta instalación con la producción de Guatiquia;

los costos de infraestructura incluyen los costos de construcción civil relacionados con los pozos que se perforaron en el trimestre y lugares iniciales incluidos en el programa de perforación de 2011; y

costos relacionados con el programa de adquisición de datos sísmicos tridimensionales de 148 kilómetros cuadrados en Guatiquia.

Los gastos de capital de Central Llanos se relacionan con:

182

costos de terminación final de Mantis-1, que empezó a producir el 1 de febrero, y costos de perforación y terminación de Yenac-3, que empezó a producir el 9 de marzo, en el Bloque Casimena, y costos de perforación del pozo de exploración Disa-1, cuya perforación se inició el 4 de marzo (terminación pendiente), en el Bloque Mapache;

los costos de infraestructura incluyen los costos de construcción civil relacionados con el yacimiento Yenac y el pozo Zacay en el Bloque Casimena, el pozo Capybara-2 en el Bloque Castor, y los pozos de exploración Zorro-1, Disa-1 y Paloma-1 en el Bloque Mapache;

costos relacionados con el programa de adquisición de datos sísmicos tridimensionales en Casanare Este. Los gastos de capital de petróleo pesado se relacionan con: costos de terminación e instalación de Borugo-1, perforado el año anterior en el Bloque Río Ariari, costos de

perforación y terminación de Anturo-1, costos de perforación de Heliconia-1 (terminación pendiente) y costos de perforación inicial de Acanto-1, que se empezó a perforar el 31 de marzo;

los costos de infraestructura incluyen los costos de construcción civil y costos de ubicación de pozos relacionados con el programa de perforación de 2011 en los bloques Río Ariari y Chiguiro Este; y

costos relacionados con los programas de adquisición de datos sísmicos tridimensionales de 85 kilómetros en el Bloque Chiguiro Este y de 372 kilómetros cuadrados en el Bloque Río Ariari.

Los costos de Perú se relacionan con nuestro programa de perforación inicial de tres pozos que planeamos poner en marcha en el segundo semestre de 2011. Los gastos de Neiva se relacionan con los costos de perforación de un pozo, terminación de dos pozos perforados en 2010, acondicionamiento de dos pozos e instalaciones e infraestructura en el bloque. RESUMEN DE RESULTADOS TRIMESTRALES

NIIF PCGA DE CANADÁ

2011 2010 2009

T1 T4 T3 T2 T1 T4 T3 T2

Financieros (millones de $, salvo que se indique lo contrario)

Ingresos de petróleo crudo

349.7 250.6 231.5 318.8 247.8 160.6 121.8 104.8

Flujo de fondos de operaciones

181.8 153.3 128.4 176.0 140.1 106.2 71.7 64.1

Por acción– básica ($) 1.76 1.52 1.29 1.77 1.42 1.08 0.73 0.65 – diluida ($) 1.49 1.29 1.17 1.68 1.33 1.03 0.71 0.63 Utilidad neta ajustada

(1) (3) 75.8 34.6 59.1 95.7 93.4 51.2 26.2 15.3

Por acción– básica ($) 0.73 0.34 0.59 0.96 0.95 0.52 0.27 0.16 – diluida ($) 0.60 0.33 0.56 0.92 0.90 0.51 0.26 0.15 Utilidad neta 36.8 (72.5) 27.2 95.7 93.4 51.2 26.2 15.3 Por acción– básica ($) 0.35 (0.72) 0.27 0.96 0.95 0.52 0.27 0.16 – diluida ($) 0.34 (0.72) 0.27 0.92 0.90 0.51 0.26 0.15 Generales y administrativos

9.6 7.8 6.5 5.1 5.0 3.9 2.7 2.7

Gastos de capital 149.5 162.8 119.1 112.7 111.7 82.0 54.0 79.5

Operaciones Ganancia operativa neta ($/bbl)

( 1)

Precio de referencia de Brent

104.89

87.49 77.02 79.59 76.75 74.51 68.14 58.88

Precio de referencia de WTI

94.61 85.34 76.15 78.06 79.08 76.19 68.19 59.79

Ajuste de calidad, ductos y las comisiones de comercialización 3.29 (4.94) (3.93) (7.01) (7.48) (9.87) (7.04)

(5.94)

Precio de venta de petróleo crudo

(2)

97.90 80.40 72.22 71.05 71.60 66.32 61.15 53.85

Transporte 9.36 6.51 7.68 7.52 6.95 4.57 4.86 5.89

183

Precio realizado del petróleo crudo

88.54 73.89 64.54 63.53 64.65 61.75 56.29 47.96

Regalías 11.50 12.06 9.09 6.35 7.12 6.76 5.52 4.30 Gastos de producción 7.70 13.06 7.63 6.25 6.48 7.62 8.02 6.76

Ganancia operativa neta 69.34 48.77 47.82 50.93 51.05 47.37 42.75 36.90 Producción de petróleo crudo (bppd)

40,802

33,142 32,667 44,203 38,199 24,555 21,546 21,548

Ventas de petróleo producido (bppd)

39,688

32,138 32,696 49,466 38,462 25,607 21,239 21,390

(1) Medición fuera del marco NIIF Véase el apartado “Mediciones fuera del marco NIIF”.

(2) Neto de transporte; excluye los ingresos de las compras de petróleo.

(3) La utilidad neta se ajustó en función de los efectos de la pérdida de $39,0 millones por pasivo financiero

registrada en el primer trimestre de 2011. A continuación se describen los principales factores que influyeron en los resultados del trimestre:

La producción se incrementó debido principalmente al yacimiento Yatay, que empezó a producir a principios de 2011;

La producción de 2010 superó la de 2009 debido principalmente al yacimiento Candelilla, que empezó a producir a principios de 2010. La producción del segundo trimestre de 2010 promedió 44,203 bppd, un aumento respecto a otros trimestres debido a la producción de los tres pozos de Candelilla;

Los costos de transporte por barril aumentaron mayormente en el primer trimestre de 2011 a causa del incremento de las tarifas de transporte;

A partir del tercer trimestre de 2010, nuestra tasa de regalías por barril se elevó debido al comienzo de pagos de un precio de participación alto sobre la producción en Candelilla en agosto de 2010.

En el cuarto trimestre de 2010, los costos de operación se incrementaron principalmente a causa de un ajuste de los costos históricos en Orito, sin el cual se habrían cifrado en $8.15 por barril; y

Los gastos de capital han venido aumentando de la mano con el incremento de las operaciones y los programas de perforación de la Compañía.

LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL Considerando la situación financiera y la liquidez de la Compañía al 31 de marzo de 2011, así como sus flujos de efectivo proyectados, la Dirección prevé poder financiar el capital de trabajo y las necesidades de capital de proyectos a la vez que cumplir con las demás obligaciones de la Compañía --incluido el pago de sus deudas. Al 31 de marzo de 2011, Petrominerales tenía $645.9 millones en efectivo y equivalentes de efectivo, un superávit de capital de trabajo de $566.1 millones y una línea de crédito basada en reservas de $150 millones no utilizada. La Compañía considera que se encuentra en una buena posición financiera, con una gran capacidad de crédito y activos disponibles que le están permitiendo incrementar considerablemente la producción, así como obtener ganancias operativas netas y un amplio inventario de prospectos de exploración. Los activos de Petrominerales proporcionan un importante flujo de fondos de operaciones y son su mayor fuente de liquidez. La Compañía, que tiene un historial de generación de flujos de fondos de operaciones positivos, en el primer trimestre de 2011 registró $181.8 millones en este rubro. REQUISITOS DE EFECTIVO El siguiente cuadro resume los compromisos de liquidez y capital consolidados con base en los compromisos actuales y las obligaciones de deuda (incluidos los intereses acumulados):

Tipo de obligación Total < 1 año 1-3 años Posteriormente

Cuentas por pagar comerciales y otras 298.0 298.0 - - Impuestos sobre la renta por pagar 37.1 37.1 - - Impuesto sobre el capital por pagar 33.2 8.3 16.6 8.3 Interés de obligaciones convertibles

(1) 79.4 14.5 28.8 36.1

Pasivos por puesta fuera de servicio 95.0 0.4 - 94.6 Contratos de exploración

(2) 81.7 37.5 42.9 1.3

184

Contratos de almacenamiento y transporte 16.6 8.4 8.2 - Inversión en ductos

(3) 71.1 71.1 - -

Arrendamiento de oficina 7.6 2.0 4.1 1.5

Total 719.7 477.3 100.6 141.8

(1) Incluye los intereses en efectivo por pagar sobre $550 millones de obligaciones convertibles con vencimiento en 2016, y supone que el monto total se convertirá en acciones en 2016 y no se reembolsará en efectivo.

(2) Conforme a los contratos de exploración, dentro de los tres próximos años la Compañía debe cumplir con compromisos de trabajo por un total de $81.7 millones. Estos compromisos forman parte del curso normal de sus actividades, que incluyen costos de propiedades, adquisición y procesamiento de datos sísmicos y perforación de pozos de exploración. La Compañía ha emitido cartas de crédito por un total de $26.6 millones para garantizar las obligaciones estipuladas en estos contratos de exploración.

(3) La Compañía tiene una participación del 9.65% en el proyecto Oleoducto Bicentenario de Colombia (“OBC”). Este oleoducto se construirá en tres fases, y la Compañía se ha comprometido hasta la primera. La fase uno del proyecto conectará la producción de la Cuenca de Los Llanos de Araguaney a Banadia. Se estima que esta fase costará aproximadamente $1,000 millones ($96.5 millones netos) e incrementará en unos 120,000 bppd (11,580 bppd netos) la capacidad de descarga en el primer trimestre de 2012. Finalmente, se prevé que las fases dos y tres del proyecto se terminen a fines de 2013 y aumenten en 330,000 bppd la capacidad bruta de transporte, a un costo bruto incremental de unos $4,400 millones. Petrominerales tiene la opción de participar en las fases dos y tres.

LIQUIDEZ DE INVERSIÓN Al 31 de marzo de 2011, se tenían invertidos $632.7 millones de equivalentes de efectivo con un vencimiento máximo a 45 días en bancos de alta calidad crediticia, principalmente en tres bancos internacionales. LÍNEAS DE CRÉDITO Y DEUDA Petrominerales tiene una línea de crédito basada en reservas, con una base de préstamos de $150 millones no utilizada que se revisa semestralmente con el prestamista. También tiene $550 millones de obligaciones convertibles en circulación con vencimiento el 25 de agosto de 2016 y un cupón anual de 2.625% pagadero semestralmente. Las obligaciones son convertibles en acciones ordinarias de la Compañía a opción de los tenedores, al precio de $34.31 por acción, sujeto al ajuste en función de los dividendos. Petrominerales mantiene líneas de crédito operativo colombianas de $41.2 millones que utiliza principalmente para emitir cartas de crédito en apoyo de contratos de exploración. Al 31 de marzo de 2011, las cartas de crédito emitidas a cargo de dichas líneas de crédito sumaron $25.5 millones. La Compañía también tiene $1.1 millones de cartas de crédito emitidas en Perú para el Bloque 126. La Compañía cumple con las disposiciones de sus contratos sobre obligaciones convertibles y líneas de crédito. Las estipulaciones financieras de la línea de crédito exigen el mantenimiento de una relación entre deuda bancaria y utilidades de doce meses continuos antes de intereses, impuestos, agotamiento, depreciación y amortización menor de 3.0 veces, y una relación corriente mayor de 1.0 vez (activo circulante dividido entre pasivo circulante menos deuda bancaria no utilizada y porción del pasivo de las obligaciones convertibles). Las estipulaciones financieras de las obligaciones convertibles exigen que se mantenga una relación entre valor en libros del patrimonio y total de activos de 30% como mínimo, y que el monto de las garantías y gravámenes sobre ese valor en libros se limite al 35% del total de activos. FUENTES DE EFECTIVO

El cuadro siguiente resume el flujo de efectivo proveniente de actividades de operación, inversión y financiamiento conforme al estado consolidado de flujo de efectivo de Petrominerales.



185

Efectivo de actividades de operación

Flujo de fondos de operaciones 181.8 140.1 30%

Variaciones en el capital de trabajo no monetario, incluidos intereses e impuestos sobre la renta por pagar (54.9) (101.4)

46%

Efectivo proveniente de actividades de operación 126.9 38.7 228%

Efectivo utilizado en actividades de inversión y financiamiento

Gastos por propiedades, planta y equipo, y exploración y evaluación (149.5) (111.7) 34%

Inversión en ductos (28.5) - (100%)

Dividendos pagados (13.4) - (100%)

Emisión de acciones ordinarias 1.9 1.9 -%

Otros (14.9) 23.3 -%

(204.3) (86.5) 136%

Variación del efectivo y equivalentes de efectivo (77.4) (47.8) 62%

Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del período 723.3 63.0

Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del período 645.9 15.2

El flujo de fondos de operaciones aumentó debido principalmente a los mayores volúmenes de ventas y

precios. En la sección de Gastos de capital se presenta información detallada sobre el efectivo utilizado para

gastos por propiedades, planta y equipo, y exploración y evaluación A principios del segundo trimestre de 2010, Petrominerales empezó a pagar un dividendo trimestral de

CAN$0.125 por acción. El 31 de diciembre de 2010, la Compañía declaró un dividendo de $13.4 millones que se pagó el 15 de enero de 2011. El 31 de marzo de 2011, la Compañía declaró un dividendo de $13.4 millones que se pagó el 15 de abril de 2011. La estrategia de Petrominerales consiste en ejecutar un plan operativo de exploración orientado al crecimiento y a la vez producir dividendos para los accionistas.

ACCIONES ORDINARIAS Al 11 de mayo de 2011, el total de acciones ordinarias, opciones de compra de acciones, acciones ordinarias diferidas y acciones de incentivo en circulación de Petrominerales era de 110,897,292 (103,725,608 acciones ordinarias, 6,142,077 opciones de compra de acciones, 173,836 acciones ordinarias diferidas y 855,771 acciones de incentivo). OPERACIONES CON PARTES RELACIONADAS El 31 de diciembre de 2010, el anterior accionista mayoritario de la Compañía, Petrobank Energy and Resources Ltd. (“Petrobank”), distribuyó a sus accionistas su participación del 65% en Petrominerales. La Compañía formó parte de un Contrato de Servicios de Gestión con Petrobank que abarca ciertos servicios que incluyen apoyo ejecutivo, corporativo, legal, administrativo, financiero, de tesorería, contable, de tecnología de información, de recursos humanos, y espacio de oficina para los empleados de Petrominerales ubicados en Calgary, Alberta. Debido a la distribución de acciones efectuada el 31 de diciembre de 2010, estas empresas ya no están relacionadas. RIESGOS E INCERTIDUMBRES Durante el trimestre finalizado el 31 de marzo de 2011 no hubo ningún cambio significativo en los riesgos e incertidumbres mencionados en la sección de Análisis y comentarios de la Dirección correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010. Sensibilidad Las utilidades y el flujo de efectivo de la Compañía son sensibles a las fluctuaciones del precio del petróleo crudo. Los siguientes factores demuestran el efecto previsto en el flujo de efectivo antes de impuestos anualizado:

Variación de: (millones)

186

WTI Precio de referencia de WTI, $1.00/bbl (suponiendo 40,000 bppd) $12.6 Petróleo crudo 1,000 bppd producidos a $100/bbl WTI $26.8

POLÍTICAS Y ESTIMACIONES CONTABLES CRÍTICAS Para la elaboración de estos estados financieros, la Dirección de la Compañía se basó en juicios, hipótesis y estimaciones. Los resultados reales pueden ser sustancialmente diferentes de las estimaciones. Las notas a los estados financieros consolidados condensados para períodos intermedios contienen las bases de presentación y las principales políticas contables de la Compañía. Los siguientes comentarios destacan los principales cambios en las políticas y estimaciones contables críticas con respecto a las que se presentaron en la sección de Análisis y comentarios de la Dirección correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010, como resultado de la adopción de las NIIF. Activos de exploración y evaluación La decisión relativa a la factibilidad técnica y comercial de los activos de exploración y evaluación implica el establecimiento de varias hipótesis, tales como reservas estimadas, proyecciones de precios de los productos básicos, previsiones de volúmenes de producción y tasas de descuento, todas ellas sujetas a cambios sustanciales futuros. Balance general inicial – Fondo de costos totales En la transición a las NIIF, nuestro fondo de costos totales registrado conforme a los PCGA de Canadá se asignó a nuestras áreas conforme a dichas normas a partir de los valores de las reservas probadas estimadas. El cálculo de los valores de las reservas probadas se basó en diversas hipótesis y estimaciones, entre otras: cantidades de reservas, volúmenes de producción previstos, precios futuros de los productos básicos, tasas de descuento y costos de desarrollo y operación futuros. Es posible que las estimaciones del valor justo resultantes no indiquen los montos que se podrían realizar o liquidar en una transacción de mercado corriente, ni representen los costos históricos incurridos. Estimaciones de reservas Conforme a las NIIF, las estimaciones de reservas a nivel de área, en vez de a nivel de centros de costos por país, pueden tener un efecto importante en la utilidad neta puesto que son un componente clave en el cálculo de los gastos por agotamiento, depreciación y acrecentamiento. Un ajuste descendente en nuestras estimaciones de reservas podría dar como resultado un mayor cargo por dichos gastos en las utilidades. Además, esos gastos se calculan a partir de las estimaciones de reservas probadas y probables. Las estimaciones de reservas pueden tener un efecto importante en la utilidad neta y el valor en libros de los activos de capital. El proceso de cálculo de reservas exige el establecimiento de una buena cantidad de hipótesis basadas en los datos geológicos, geofísicos, técnicos y económicos disponibles, así como en las proyecciones de las tasas de producción y los precios de los productos básicos, y la oportunidad de los gastos, todo ello sujeto a interpretación e incertidumbre. Las estimaciones de reservas influyen en la utilidad neta a través de los gastos relacionados con el agotamiento y la aplicación de pruebas de deterioro. Las revisiones o cambios en estas estimaciones pueden tener un efecto positivo o negativo en la utilidad neta y determinar el valor en libros de los activos de capital. Los prestamistas se basan en las estimaciones de reservas para evaluar la base de préstamos permitida en las líneas de crédito garantizadas, por lo que los cambios en las mismas pueden ocasionar un aumento o una disminución en la base de préstamos y con ello influir en la situación financiera de la Compañía. Deterioro de los activos En la prueba de deterioro de activos, la evaluación de datos y circunstancias es un proceso subjetivo que generalmente implica diversas estimaciones y está sujeto a interpretaciones. La prueba de deterioro de activos o unidades de generación de efectivo, al igual que la evaluación de reversiones potenciales del deterioro, requiere estimar el monto recuperable de un activo o una unidad de generación de efectivo. Para ello es necesario elaborar

187

diversas hipótesis y estimaciones, entre otras: cantidades de reservas, volúmenes de producción previstos, precios futuros de los productos básicos, tasas de descuento y costos de desarrollo y operación futuros. Estas hipótesis y estimaciones pueden cambiar a medida que se dispone de nueva información, y los cambios en cualquiera de ellas --por ejemplo un ajuste descendente en las reservas, una reducción de los precios de los productos básicos o un incremento de costos-- pueden repercutir en un deterioro del valor en libros de un activo o una unidad de generación de efectivo. Pasivos derivados A opción de la Compañía, las obligaciones convertibles con vencimiento en 2016, una vez convertidas por el tenedor, se pueden liquidar en efectivo o en acciones ordinarias. El pago potencial en efectivo al vencimiento genera un pasivo derivado. La evaluación del pasivo por el pago potencial relacionado con la característica de conversión prevista en los contratos sobre las obligaciones convertibles con vencimiento en 2016, al valor justo conforme a las NIIF, indica que las variaciones en el valor justo estimado influirán en las ganancias y pérdidas por el pasivo derivado registradas. El valor justo del pasivo fluctúa debido a que se basa en hipótesis sobre la tasa de interés libre de riesgo, el precio de las acciones al cierre del período y la volatilidad del precio de las acciones. Impuestos sobre la renta diferidos La Compañía contabiliza los pasivos de impuestos sobre la renta diferidos basándose en estimaciones de las diferencias temporales entre el valor en libros y el valor fiscal de sus activos, pasivos y combinaciones de fondos de impuestos. También utiliza estimaciones de la oportunidad de las reversiones de las diferencias temporales y de la tasa fiscal correspondiente, así como de controversias potenciales futuras sobre declaraciones de impuestos. Las diferencias y la oportunidad reales de las reversiones pueden variar con respecto a las estimaciones e influir en el saldo de impuestos sobre la renta diferidos y la utilidad neta. Contingencias En estos momentos la Compañía no puede prever la resolución final de ciertas controversias en que Petrominerales se ha visto envuelta en el curso de sus actividades normales. Petrominerales contabiliza los costos en el período en que se incurren o pueden determinarse. La Dirección estima que la resolución de estos asuntos no tendría ningún efecto sustancial adverso en la situación financiera o los resultados operativos consolidados de la Compañía. CAMBIOS EN LAS POLÍTICAS CONTABLES A partir del 1 de enero de 2013, Petrominerales deberá adoptar la NIIF 9, “Instrumentos financieros”, como resultado de la primera fase del proyecto del IASB para la sustitución de la IAS 39, “Instrumentos finacieros – Reconocimiento y medición". La nueva norma sustituye los múltiples modelos actuales de clasificación y medición de los activos y pasivos financieros con un modelo único que contempla solamente dos categorías de clasificación: costo amortizado y valor justo. No se prevé ningún efecto sustancial de la adopción de esta norma en los estados financieros consolidados de la Compañía. POLÍTICAS REGLAMENTARIAS Certificación de divulgaciones en informes para períodos intermedios De conformidad con el Instrumento multilateral 52-109 de la organización Canadian Securities Administrators (Administradores de Valores de Canadá), la Compañía emite trimestralmente una “Certificación de informes para períodos intermedios” (“la Certificación”). La Certificación requiere que los oficiales de certificación declaren que son responsables de establecer y mantener controles y procedimientos de divulgación, así como controles internos sobre los informes financieros.

188

La Certificación requiere que los oficiales de certificación declaren que establecieron los controles y procedimientos de divulgación directamente o a través de otras personas, bajo su supervisión, a fin de lograr una certeza razonable de que: (i) obtengan de otros información esencial relacionada con Petrominerales, y (ii) que la información que Petrominerales está obligada a presentar en los informes a las autoridades reguladoras de valores se registre, procese, resuma y presente dentro de los plazos previstos por la legislación canadiense en materia de valores. También requiere que declaren que establecieron controles internos sobre los informes financieros directamente o a través de otras personas, bajo su supervisión, a fin de lograr una certeza razonable respecto a la fiabilidad de dichos informes y la preparación de los estados financieros para propósitos externos. Durante el trimestre finalizado el 31 de marzo de 2011, los controles internos sobre los informes financieros no sufrieron ningún cambio que haya tenido o pudiera tener, según las previsiones razonables, un efecto sustancial adverso en la Compañía. La Compañía ha mantenido continuamente sistemas relacionados con controles y procedimientos de divulgación y controles internos sobre los informes financieros, y se propone darles seguimiento en el futuro. PERSPECTIVAS Nuestro objetivo a largo plazo es concentrarnos en actividades de exploración que incrementen el valor del activo neto, y generar rendimientos atractivos para los accionistas por medio de las siguientes estrategias:

Aumentar de manera sustancial las reservas implementando un programa de perforación de exploración equilibrado y diversificado;

Mantener un inventario de perforación multianual de prospectos de exploración ampliando continuamente nuestra posición en términos de tierras, adquiriendo datos sísmicos tridimensionales de alta calidad en esas tierras;

Producir reservas aplicando un método de primera clase y económico; Posicionarnos como líderes en la exploración de gas y petróleo mediante la tecnología y la innovación, el

respeto por la salud y seguridad de nuestros empleados, el énfasis en el mejor desempeño ambiental en el sector y un diálogo significativo con nuestras partes interesadas;

Financiar internamente el crecimiento generando flujos de efectivo con nuestros activos establecidos; Producir dividendos para los accionistas.

Las principales dificultades que tenemos que superar para crecer son la volatilidad de los precios de los productos básicos, los permisos y autorizaciones gubernamentales, los reglamentos ambientales y las presiones competitivas en nuestro sector. En la sección de Riesgos del Formulario Informativo Anual correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010, se comenta en mayor detalle el impacto de estos factores en nuestros resultados de ese ejercicio. Además de los planes descritos en esta sección de Análisis y comentarios de la Dirección, véase la Actualización de operaciones del primer trimestre de 2011 de la Compañía. Declaraciones referidas al futuro. Cierta información contenida en este informe constituye declaraciones referidas al futuro. que se expresan mediante el uso de palabras o frases tales como "se prevé", "se estima", "se proyecta", "estimación", "proyección", y similares. Específicamente, este informe contiene declaraciones referidas al futuro que se relacionan con la oportunidad de los proyectos de capital, los resultados financieros, los resultados operativos, y la participación en el OBC y los costos del mismo. Dichas declaraciones se basan en expectativas y supuestos fundamentales de Petrominerales, que incluyen supuestos relativos al éxito de las actividades de perforación futuras, los resultados de los pozos actuales, los precios vigentes de los productos básicos, la disponibilidad de mano de obra y servicios, la obtención de los permisos y autorizaciones reglamentarias y el desempeño de las actividades previstas por los socios en el sector. Se advierte al lector que los supuestos en que se basa esta información, si bien se consideraban razonables en el momento de prepararla, pueden resultar incorrectos en la práctica. Los resultados reales obtenidos durante el período de proyección pueden diferir de la información aquí presentada a causa de numerosos riesgos conocidos y desconocidos e incertidumbres y otros factores, los cuales se comentan en los informes sobre valores de la Compañía presentados en Canadá e incluyen, entre otros: condiciones generales de la economía, condiciones del mercado y las empresas; fluctuaciones en los precios del petróleo; resultados de las actividades de perforación de exploración y desarrollo, reterminación y otras actividades relacionadas; oportunidad y disponibilidad de equipo; resultados de las negociaciones de contratos de exploración; fluctuaciones en los tipos

189

de cambio; incertidumbre respecto a las reservas estimadas; modificaciones a la normativa ambiental y otras; riesgos asociados a las operaciones de petróleo y gas; dependencia de los socios respecto al proceso de licitación y a la construcción del OBC; y otros factores, muchos de los cuales escapan al control de la Compañía. Por consiguiente, Petrominerales no afirma que los resultados reales obtenidos durante el período de proyección serán iguales a los proyectados, ni en su totalidad ni en parte. Hasta donde lo permitan las leyes de valores, Petrominerales no asume la obligación de actualizar o revisar públicamente sus declaraciones referidas al futuro en este documento ni en ninguna otra parte, ya sea como resultado de nueva información o de sucesos futuros o por otra causa. Mediciones fuera del marco NIIF. El presente informe contiene términos financieros que no se consideran mediciones dentro del marco de las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”), entre otros: flujo de fondos de operaciones, utilidad neta ajustada, flujo de fondos por acción, utilidad neta ajustada por acción, superávit de capital de trabajo neto y ganancia operativa neta. Estas mediciones son de uso común en la industria petrolera y gasífera y se consideran informativas para la Dirección y los accionistas. La evaluación de nuestro desempeño corporativo y el de nuestras líneas de negocios se basa en el flujo de efectivo de operaciones y la utilidad neta ajustada. El término flujo de fondos de operaciones, que no se considera una medición dentro del marco de las NIIF, se refiere al efectivo generado por las actividades operativas antes de cambios en el capital de trabajo no monetario. La utilidad neta ajustada se determina sumando las pérdidas o deduciendo las ganancias sobre los pasivos derivados. La Dirección considera que el flujo de fondos de operaciones, el flujo de fondos por acción, la utilidad neta ajustada y la utilidad neta ajustada por acción son importantes porque ayudan a evaluar el desempeño de la Compañía y demostrar que tiene la capacidad de generar el efectivo suficiente para financiar oportunidades de crecimiento futuras y pagar deuda. El superávit de capital de trabajo neto incluye el activo circulante menos las cuentas por pagar, el pasivo acumulado, los impuestos sobre la renta por pagar y la porción corriente del monto de capital de las obligaciones convertibles, cuando se encuentran bajo par y no se pueden pagar en acciones al vencimiento, y se utiliza para evaluar el apalancamiento financiero de la Compañía. La ganancia operativa neta se determina dividiendo las ventas de petróleo menos regalías, los gastos de transporte, y los gastos de operación entre el volumen de ventas de petróleo producido. La Dirección considera importante la ganancia operativa neta debido a que es una medición de la rentabilidad por barril vendido y refleja la calidad de la producción. El flujo de fondos de operaciones, el flujo de fondos por acción, la utilidad neta ajustada, el superávit de capital de trabajo neto y las ganancias operativas netas pueden no ser comparables con los informados por otras compañías, ni deben considerarse como una alternativa al flujo de efectivo de operaciones, la utilidad neta u otras mediciones del desempeño financiero calculadas de conformidad con las NIIF.

190

ESTADOS CONSOLIDADOS CONDENSADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA PARA PERÍODOS INTERMEDIOS (NO AUDITADOS) (Millones de dólares estadounidenses)

Al

Nota 31 de marzo

2011 31 de diciembre

2010 1 de enero

2010

ACTIVOS (Nota 23) (Nota 23)

Activo circulante

Efectivo y equivalentes de efectivo $

645.9 $ 723.3 $ 63.0

Cuentas por pagar comerciales y otras 20 243.7 155.6 47.5

Impuestos sobre la renta por cobrar - 4.3 8.5

Inventario de petróleo crudo 11.6 6.1 1.4

901.2 889.3 120.4

Activo a largo plazo

Otros activos 7 25.2 25.3 26.5

Activos de exploración y evaluación 8 289.6 264.9 84.2

Propiedades, planta y equipo 9 709.1 648.1 489.0

Inversión en ductos 11 28.5 - -

Plusvalía mercantil 10 5.0 5.0 -

1,057.4 943.3 599.7

Total del activo $ 1,958.6 $ 1,832.6 $ 720.1

PASIVO Y CAPITAL CONTABLE

Pasivo circulante

Cuentas por pagar comerciales y otras $

298.0 $ 309.1 $ 106.9

Impuestos sobre la renta por pagar 37.1 - -

Obligaciones convertibles 15 - - 76.8

335.1 309.1 183.7 Pasivo a largo plazo Pasivos de impuestos diferidos 17 104.2 104.0 25.2 Porción a largo plazo del impuesto sobe el capital

17 20.3 -

-

Obligaciones convertibles 15 441.8 437.8 - Pasivo financiero derivado 15 279.2 240.2 - Pasivos por puesta fuera de servicio 16 39.7 34.9 16.3

Total del pasivo 1,220.3 1,126.0 225.2

Capital contable

Componente de capital de las obligaciones convertibles

15 - -

10.4

Acciones ordinarias 12 304.5 301.9 197.7 Reserva para pagos basados en acciones 12 27.0 21.3 9.9 Utilidades retenidas 406.8 383.4 276.9

738.3 706.6 494.9

Total del pasivo y del capital contable $

1,958.6 $ 1,832.6 $ 720.1

Compromisos y contingencias (Nota 22) Las notas adjuntas forman parte integrante de estos estados financieros consolidados condensados para períodos intermedios.

191

ESTADOS CONSOLIDADOS CONDENSADOS DE RESULTADOS Y UTILIDAD INTEGRAL PARA PERÍODOS INTERMEDIOS (NO AUDITADOS) (Millones de dólares estadounidenses, excepto los montos por acción)

Trimestre finalizado el 31 de marzo Nota 2011 2010

(Nota 23)

Ingresos

Petróleo $

349.7 $

247.8

Regalías (41.1) (24.7)

308.6 223.1

Gastos de operación

Producción 27.5 22.4

Transporte 33.5 24.1


Agotamiento y depreciación 9 67.7 48.7

Generales y administrativos 9.6 5.0

Impuesto sobre el capital en Colombia 17 27.7 0.5

Compensación por medio de acciones 12 6.3 2.6

172.4 103.3

Gasto financiero neto 6 (52.9) (6.1)

Utilidad antes de impuestos 83.3 113.7

Impuestos sobre la renta 17 (46.5) (20.3)

Utilidad neta y utilidad integral $

36.8 $

93.4

Utilidad neta por acción Básica 13 $ 0.35 $ 0.95 Diluida 13 $ 0.34 $ 0.90

Las notas adjuntas forman parte integrante de estos estados financieros consolidados condensados para períodos intermedios. ESTADOS CONSOLIDADOS CONDENSADOS DE CAMBIOS EN EL CAPITAL PARA PERÍODOS INTERMEDIOS (NO AUDITADOS) (Millones de dólares estadounidenses)

Nota

Acciones

ordinarias

Componente de

capital de las

obligaciones

convertibles

Reserva para

pagos basados

en acciones

Utilidades

retenidas

Total

Saldo al 1 de enero de 2010 23 $ 197.7 $ 10.4 $ 9.9 $ 276.9 $ 494.9 Utilidad neta y utilidad integral - - - 143.8 143.8 Obligaciones convertibles convertidas 15 92.1 (10.4) - - 81.7 Dividendos 12 - - - (37.3) (37.3) Opciones de compra de acciones 12 12.1 - (2.5) - 9.6

192

ejercidas, acciones ordinarias diferidas y acciones de incentivo

Compensación por medio de acciones 12 - - 13.9 - 13.9

Saldo al 31 de diciembre de 2010 23 $ 301.9 $ - $ 21.3

$ 383.4 $ 706.6

Utilidad neta y utilidad integral - - - 36.8 36.8 Dividendos 12 - - - (13.4) (13.4) Opciones de compra de acciones

ejercidas, acciones ordinarias diferidas y acciones de incentivo 12 2.6 - (0.6) - 2.0

Compensación por medio de acciones 12 - - 6.3 - 6.3

Saldo al 31 de marzo de 2011 $ 304.5 $ - $ 27.0 $ 406.8 $ 738.3

Las notas adjuntas forman parte integrante de estos estados financieros consolidados condensados para períodos intermedios. ESTADOS CONSOLIDADOS CONDENSADOS DE FLUJO DE EFECTIVO PARA PERÍODOS INTERMEDIOS (NO AUDITADOS)

(Millones de dólares estadounidenses)

Trimestre finalizado el 31 de marzo Nota 2011 2010

(Nota 23)

Actividades de operación

Utilidad neta del período $ 36.8 $ 93.4

Ajustes por partidas no monetarias:

Agotamiento y depreciación 9 67.7 48.7

Impuestos diferidos 17 0.2 (7.7)

Acumulación de obligaciones convertibles 15 4.0 1.2

Anulación de descuentos 0.9 0.2

Compensación por medio de acciones 12 6.3 2.6

Pérdida no realizada por pasivo financiero derivado 15 39.0 -

Amortización de otros activos 1.3 1.7

Gastos por impuestos sobre el capital en Colombia 17 27.7 -

Impuestos sobre el capital en Colombia por pagar 17 (2.1) -

181.8 140.1

Variaciones en el capital de trabajo no monetario 21 (94.5) (125.7)

Gastos por impuestos sobre la renta corrientes 17 46.3 28.0

Impuestos pagados en efectivo (4.9) (4.5)

Intereses y gastos contingentes 6 5.4 1.9

Intereses pagados en efectivo (7.2) (1.1)

126.9 38.7

Actividades de financiamiento

Dividendos pagados 12 (13.4) -

Emisión de acciones ordinarias – neta de costos 12 1.9 1.9

Costos de financiamiento 7 (0.8) -

(12.3) 1.9

Actividades de inversión

Gastos por propiedades, planta y equipo 9 (88.0) (66.1)

Gastos por activos de exploración y evaluación 8 (61.5) (45.6)

Gastos por otros activos 7 (0.2) (1.1)

193

Inversión en ductos 11 (28.5) -

Variaciones en el capital de trabajo no monetario 21 (13.8) 24.4

(192.0) (88.4)

Disminución del efectivo y equivalentes de efectivo (77.4) (47.8) Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del período 723.3 63.0 Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del período $ 645.9 $ 15.2

Componentes del efectivo y equivalentes de efectivo: Efectivo $ 13.2 $ 2.6 Equivalentes de efectivo $ 632.7 $ 12.6

Las notas adjuntas forman parte integrante de estos estados financieros consolidados condensados para períodos intermedios.

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS CONDENSADOS PARA PERÍODOS INTERMEDIOS Correspondientes al trimestre finalizado el 31 de marzo de 2011 y 2010 (No auditados; todas las cifras de los cuadros se expresan en millones de dólares estadounidenses, excepto los montos por acción u otros indicados.)

NOTA 1 – ENTIDAD INFORMANTE Petrominerales Ltd. (“Petrominerales” o la “Compañía”) es una compañía internacional de petróleo y gas que se dedica a la exploración, explotación y producción de petróleo crudo en Colombia y Perú. Petrominerales es una empresa incorporada en Alberta, Canadá, que cotiza en la Bolsa de Valores de Toronto. Su oficina matriz está ubicada en 1900, 111 – 5th Avenue S.W., Calgary, Alberta, Canada, T2P 3Y6. A partir del 31 de diciembre de 2010, la Compañía puso en práctica una reorganización (la “Reorganización”) en virtud de la cual la jurisdicción legal de la sociedad matriz del grupo cambió de Bahamas a Alberta, Canadá. El 31 de diciembre de 2010, el anterior accionista mayoritario de la Compañía, Petrobank Energy and Resources Ltd. (“Petrobank”), distribuyó a sus accionistas su participación del 65% en Petrominerales. NOTA 2 – BASES DE PRESENTACIÓN Estado de cumplimiento Estos estados financieros consolidados condensados para períodos intermedios fueron elaborados de conformidad con la IAS 34, "Informes financieros para períodos intermedios" ("IAS 34"), aplicando políticas contables congruentes con las Normas Internacionales de Información Financiera ("NIIF") emitidas por el International Accounting Standards Board y las Interpretaciones del International Financial Reporting Interpretations Committee ("IFRIC") que se describen en la Nota 3. Anteriormente, la Compañía elaboraba sus estados financieros consolidados anuales para períodos intermedios de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados de Canadá (“PCGA”). Para mayor información sobre los principales ajustes relacionados con la transición a las NIIF, véase la Nota 23. Puesto que este es nuestro primer período de informes después de la adopción de las NIIF, los presentes estados financieros consolidados condensados para períodos intermedios comprenden los estados financieros consolidados anuales al 31 de diciembre de 2010 elaborados de conformidad con dichas normas. La información que aquí se presenta rebasa la mínima requerida conforme a la IAS 34, a fin de presentar las políticas contables de la Compañía de conformidad con las NIIF y la información adicional requerida

194

por éstas, que también ponen de relieve los cambios con respecto a los estados financieros consolidados anuales de la Compañía correspondientes al ejercicio 2010, los cuales se elaboraron conforme a los PCGA de Canadá. A partir de 2012, es posible que la Compañía no presente la misma cantidad de información en los estados financieros consolidados para períodos intermedios ya que no será necesaria para el lector puesto que podrá recurrir a los estados financieros consolidados anuales elaborados de conformidad con las NIIF. Los presentes estados financieros consolidados condensados para períodos intermedios fueron aprobados por la Junta Directiva el 11 de mayo de 2011.

Base de medición Estos estados financieros fueron elaborados sobre la base de los costos históricos salvo en lo que se refiere a los instrumentos financieros derivados y las transacciones de pago basado en acciones, que se miden a su valor justo como se explica en la Nota 3 – Principales políticas contables. Estos estados financieros consolidados contienen cifras comparativas de conformidad con las NIIF, no auditadas. Los estados financieros consolidados se elaboraron de acuerdo con el principio de empresa en funcionamiento. Moneda funcional y de presentación A menos que se indique lo contrario, todas las cifras de estos estados financieros se expresan en millones de dólares estadounidenses que es la moneda funcional y de presentación de los mismos. Principales estimaciones y juicios contables Para la elaboración de los estados financieros de conformidad con las NIIF, es necesario que la Dirección realice estimaciones e hipótesis que afectan los montos presentados del activo y del pasivo, incluido el de carácter contingente, a la fecha de los estados de situación financiera así como los ingresos, los gastos y los flujos de efectivo durante los períodos presentados. Dichas estimaciones se relacionan principalmente con transacciones pendientes y sucesos ocurridos a la fecha de los estados financieros. Los resultados reales pueden ser diferentes de las estimaciones. Las estimaciones y supuestos se aplican a las siguientes cantidades y divulgaciones específicamente: (i) los montos registrados con respecto a los gastos de agotamiento y depreciación, así como los montos utilizados para los cálculos de las pruebas de deterioro, se basan en estimaciones de las reservas de petróleo crudo y los costos futuros necesarios para explotar esas reservas por unidad de generación de efectivo; (ii) la compensación por medio de acciones se basa en la fluctuación prevista y estimaciones de la vida de las opciones; (iii) los pasivos por puesta fuera de servicio y la acumulación relacionada se basan en estimaciones de los costos y la oportunidad del abandono, la inflación y las tasas de interés; (iv) la provisión para impuestos sobre la renta se calcula con base en el juicio respecto a la aplicación de la normativa correspondiente y a estimaciones sobre la oportunidad, las probabilidades y la reversión de diferencias temporales entre las bases contables e impositivas del activo y el pasivo; (v) los montos asignados a los activos y pasivos adquiridos por la combinación de negocios de PanAndean se basan en estimaciones del valor justo de los activos de exploración adquiridos; (vi) los componentes de pasivo derivado y pasivo de las obligaciones convertibles se basa en estimaciones de la volatilidad prevista; y (vii) los montos registrados con respecto a las contingencias se basan en estimaciones de la probabilidad de los resultados, así como en los flujos de efectivo futuros estimados. NOTA 3 – PRINCIPALES POLÍTICAS CONTABLES Consolidación Estos estados financieros consolidados intermedios condensados comprenden las cuentas de Petrominerales y sus subsidiarias enumeradas en el siguiente cuadro:

195

Derechos de propiedad

Subsidiaria

País de constitución

31 de marzo de 2011

31 de diciembre de

2010

Petrominerales Ltd. Alberta, Canadá

100% 100%

Petro International Ltd. Bahamas 100% 100% Petrominerales Bermuda Ltd. Bermudas 100% 100% Inversiones Sol del Sur SAS Colombia 100% 100% Petrominerales Orito Ltd. Bermudas 100% 100% Petrominerales Colombia Ltd. Bermudas 100% 100% Petrominerales Peru Ltd. Bahamas 100% 100% Pan Andean Ltd. Irlanda 100% 100% Petrominerales Perú SA Perú 100% 100%

En la consolidación se eliminan las transacciones y saldos entre compañías. Los derechos sobre activos bajo control conjunto se contabilizan con el método de consolidación proporcional, según el cual se incluye en las cuentas la participación proporcional de Petrominerales en los ingresos, gastos, activos y pasivos, y se eliminan las transacciones y saldos entre compañías. Conversión de divisas La moneda funcional de la Compañía y sus subsidiarias es el dólar estadounidense. Los activos y pasivos monetarios denominados en otras monedas se convierten al tipo de cambio vigente en la fecha del balance general. Los activos, pasivos, ingresos y gastos no monetarios se convierten al tipo de cambio vigente en la fecha de las transacciones relacionadas. Las diferencias de cambio se incluyen en el cálculo de la utilidad neta como pérdida por conversión de divisas. Activos de exploración y evaluación Todos los costos relacionados directamente con la exploración y evaluación de reservas de petróleo crudo y gas se capitalizan inicialmente por área. Los costos de exploración y evaluación son aquellos gastos de un área cuya factibilidad técnica y comercial aún no se ha determinado. Si se determina que un área es técnica y comercialmente factible, los costos acumulados se transfieren a la partida de propiedades, planta y equipo. Si se determina lo contrario o la Compañía decide suspender la actividad en esa área, los costos no recuperables se cargan a la utilidad neta como gastos de exploración y evaluación. Propiedades, planta y equipo Todos los costos relacionados directamente con la explotación de reservas de petróleo crudo y gas se capitalizan por área. Los activos de petróleo crudo incluyen los gastos atribuibles a las áreas técnica y comercialmente factibles, es decir, por adquisición de propiedades probadas, perforación de desarrollo, terminación, recopilación e infraestructura, retiro de activos y transferencias de activos de exploración y evaluación. Las piezas de repuesto críticas incluyen el inventario para gastos futuros por propiedades, planta y equipo, y exploración y evaluación en activos de petróleo crudo; y se valúan al costo o al valor neto de realización, el que resulte menor. Los costos acumulados en cada área se agotan con el método de unidades de producción, que se basa en las reservas probadas más las probables y los precios y costos futuros estimados. Los costos sujetos a agotamiento incluyen los costos futuros estimados de explotación de las reservas probadas más las probables. Los costos de proyectos de explotación se excluyen de los costos sujetos a agotamiento mientras no se pueden utilizar. Cuando se cede una propiedad, la ganancia o pérdida se contabiliza en la utilidad neta. Los canjes de propiedades se miden a su valor justo, a menos que la transacción carezca

196

de sustancia comercial o el cálculo del valor justo sea poco fiable. Cuando un canje se mide a su valor justo, la ganancia o pérdida se contabiliza en la utilidad neta. Mantenimiento y reparaciones Los gastos relacionados con renovaciones o mejoras que incrementan la capacidad productiva o prolonguen la vida de un activo se capitalizan. Los costos de mantenimiento y reparaciones se cargan a gastos en el momento en que se incurren. Deterioro Los costos de propiedades, planta y equipo, y exploración y evaluación se acumulan en unidades de generación de efectivo por área geográfica, según su infraestructura operativa (por ejemplo ductos, instalaciones y puntos de venta), y son el nivel más bajo en el que se generan flujos de efectivo identificables en gran medida independientes de los generados por otros grupos de activos. La Compañía tiene cuatro unidades de generación de efectivo: Llanos, Neiva, Orito y Perú. Al final de cada período de presentación de informes, Petrominerales evalúa estas unidades a fin de detectar indicios de deterioro de los activos. Si los detecta, la Compañía hace una estimación de su monto recuperable. El monto recuperable de una unidad de generación de efectivo es su valor justo menos los costos de venta y su valor en uso, el que resulte mayor. Cuando el valor en libros de un activo o grupo de unidades de generación de efectivo rebasa su monto recuperable, esos activos o unidades se consideran deteriorados y pierden valor. Las pérdidas por deterioro de una unidad o grupo de unidades de generación de efectivo se distribuyen prorrata entre sus activos. Para ello, primero se reduce prorrata el valor en libros de la plusvalía mercantil atribuida a la unidad o grupo de unidades y después, el valor en libros de sus demás activos. Las pérdidas por deterioro se registran como gastos en el estado de resultados. Si las circunstancias que dieron lugar a una pérdida por deterioro se revierten, el valor en libros del activo (o la unidad de generación de efectivo) se incrementa a la estimación revisada de su monto recuperable, de tal manera que no rebasa aquel que habría resultado si no se hubiera registrado tal pérdida en años anteriores. Las reversiones de pérdidas por deterioro se registran inmediatamente en el estado de resultados. Propiedades, planta y equipo corporativos y otros Otros activos tangibles a largo plazo se contabilizan al costo histórico menos la depreciación acumulada. La depreciación se calcula mediante el método de línea recta durante la vida estimada del activo. Para los efectos de las pruebas de deterioro, los activos corporativos se asignan a cada una de las unidades de generación de efectivo en función de los ingresos netos futuros y el monto recuperable. Plusvalía mercantil Se registra plusvalía mercantil cuando el precio de compra de un negocio supera el valor justo del activo adquirido y el pasivo asumido. La plusvalía mercantil no se amortiza, y anualmente se realiza una prueba de deterioro para determinar el valor en libros. En la prueba de deterioro, se asigna plusvalía mercantil a cada unidad o grupo de unidades de generación de efectivo de la Compañía que según las previsiones se beneficiarán con la adquisición, y se somete a prueba como se describió antes en este documento, en la política de deterioro de la Compañía. Las pérdidas por deterioro se registran en el estado de resultados en el momento en que se identifican, y no se pueden revertir.

197

Capitalización de costos de préstamos Los costos de préstamos que se relacionan directamente con la adquisición, construcción o producción de un proyecto de capital cuya construcción dura largo tiempo (más de un año, según la Compañía) se capitalizan y suman a los costos del proyecto durante la construcción, hasta que los activos están sustancialmente listos para su uso previsto. Cuando se pide un préstamo específicamente para financiar un proyecto, el monto capitalizado representa los costos de financiamiento realmente incurridos menos los ingresos por intereses devengados. Los ingresos derivados de inversiones a corto plazo reducen el total de costos de financiamiento capitalizados relacionados. La Compañía no capitalizó ningún costo de financiamiento conforme a las NIIF ni en 2010 ni en el primer trimestre de 2011. Pasivos por puesta fuera de servicio La Compañía reconoce el valor justo estimado de los pasivos por puesta fuera de servicio asociados a activos de propiedades, planta y equipo y exploración y evaluación, como pasivos en el período en que se incurren, normalmente en el momento de la adquisición o el desarrollo del activo. El valor justo se capitaliza y amortiza durante el mismo período que el activo relacionado. La Compañía estima el pasivo en función de los costos estimados del abandono y rehabilitación de los pozos y los sitios de pozos que habrá que abandonar de conformidad con los contratos de petróleo y gas. En el cálculo se tienen en cuenta únicamente los pozos y sitios de pozos que la Compañía ha adquirido, construido, perforado, acondicionado o mejorado. Este cálculo se revisa periódicamente y los ajustes necesarios se realizan de manera prospectiva. Las variaciones en el valor presente de las obligaciones de retiro futuras atribuibles al paso del tiempo se contabilizan como anulación de descuentos. Las obligaciones de retiro reales liquidadas durante el período reducen el pasivo por puesta fuera de servicio. Constatación de los ingresos Los ingresos por ventas de petróleo crudo se contabilizan en el momento en que la titularidad se traspasa al cliente y se ha efectuado la entrega. Utilidades por acción La Compañía calcula las utilidades básicas por acción dividiendo la utilidad neta entre el número promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación. Calcula las utilidades diluidas por acción dividiendo la utilidad neta ajustada a los gastos por intereses sobre las obligaciones convertibles, si son diluibles, entre el número promedio ponderado de las acciones ordinarias diluidas en circulación, el cual se obtiene con el método de las acciones de tesorería. Este método supone que el producto del ejercicio de las opciones de compra de acciones en dinero, las acciones ordinarias diferidas y las acciones de incentivo se utiliza para recomprar acciones ordinarias de la Compañía precio de mercado promedio durante el período pertinente. El número de acciones ordinarias diluidas en circulación también refleja la dilución que podría ocurrir si las obligaciones convertibles se convirtieran en acciones ordinarias al inicio del período o en el momento de su emisión. Compensación por medio de acciones La Compañía contabiliza la compensación por medio de acciones con el método del valor justo de las opciones de compra de acciones, las acciones ordinarias diferidas y las acciones de incentivo (colectivamente denominadas “derechos”) otorgadas a consejeros, ejecutivos, empleados y consultores utilizando el modelo de determinación de precios de opciones Black-Scholes. Los gastos de compensación por medio de acciones se contabilizan como tales durante el período de adjudicación, registrando el monto correspondiente en la reserva de pagos por medio de acciones. Estos gastos se calculan como el valor justo estimado de los derechos relacionados en la fecha de otorgamiento y amortizado durante el período de adjudicación. Una vez que se ejercen los Derechos, los montos asociados que antes se registraron en la reserva para pagos por medio de acciones se reclasifican en el capital en acciones ordinarias.

198

Conforme a la NIIF 2 – Pagos por medio de acciones, la Compañía incorporó la proyección de una tasa de caducidad de los derechos que no se adjudicarán. No se registra ningún gasto por derechos que no se adjudicarán, salvo en los casos en que la adjudicación depende de una condición de mercado, que se tratan como adjudicaciones independientemente de que se cumpla o no esa condición, y siempre que se cumplan todas las demás condiciones de desempeño o servicio. Cuando se modifican los términos de los derechos, se contabilizan los gastos mínimos que se habrían registrado como si no se hubieran hecho esas modificaciones. Se contabilizan gastos adicionales por cualquier modificación que incremente el total del valor justo del plan de pagos basados en acciones o beneficie al empleado conforme a los parámetros vigentes en la fecha de la modificación. Cuando se cancela un derecho, cualquier gasto de adjudicación aún no contabilizado se registra inmediatamente como si el derecho se hubiera adquirido en la fecha de cancelación. No obstante, si la adjudicación cancelada se reemplaza con una nueva que se designa como adjudicación de reemplazo en la fecha de otorgamiento, tanto la cancelada como la nueva se tratan como una modificación de la adjudicación original, tal como se describe en el párrafo anterior.

Impuestos sobre la renta La Compañía contabiliza los impuestos sobre la renta con el método del pasivo, según el cual registra un activo o pasivo de impuestos diferidos para dar cuenta de cualquier diferencia entre la base contable y la base fiscal del activo, el pasivo, y los quebrantos y créditos fiscales no utilizados, aplicando las tasas fiscales prácticamente en vigor. El efecto en el activo y el pasivo de impuestos diferidos de un cambio en las tasas fiscales se reconoce en la utilidad neta durante el período en que ocurre el cambio. El activo de impuestos diferidos sólo se reconoce en la medida en que es más probable que improbable que en el futuro se disponga de ingresos gravables suficientes para que se realice dicho activo.

Efectivo y equivalentes de efectivo El efectivo y los equivalentes de efectivo incluyen las inversiones y los depósitos con vencimiento a tres meses o menos cuando se adquieren. Inventario de petróleo crudo El inventario consiste en el petróleo crudo en tránsito o en tanques de almacenamiento registrado en el balance general y se evalúa al costo, con el método del costo promedio ponderado, o al valor neto de realización, el que resulte menor. Los costos incluyen los gastos directos e indirectos incurridos para llevar el petróleo crudo a su condición y ubicación actuales. Instrumentos financieros

Instrumentos financieros no derivados Los instrumentos financieros no derivados de la Compañía consisten en efectivo y equivalentes de efectivo, cuentas por cobrar comerciales y otras, y la parte de pasivo derivado de la obligación convertible. En principio, los instrumentos financieros no derivados se contabilizan a su valor justo más los costos de transacción directamente atribuibles, excepto los activos y pasivos financieros que se registran a su valor justo como utilidad o pérdida, por lo que los costos de transacción directamente atribuibles se cargan a gastos en la fecha en que se incurren. Después de su reconocimiento inicial, se clasifican en una de las siguientes categorías y se evalúan como se indica. Los intereses, dividendos, pérdidas y ganancias que se relacionan con activos y pasivos financieros se reconocen en la utilidad neta y en las operaciones en el estado de flujo de efectivo.

(i) Inversiones conservadas hasta su vencimiento

199

Después de su reconocimiento inicial, las inversiones conservadas hasta su vencimiento se evalúan al costo amortizado con el método de la tasa de interés real, menos las pérdidas por deterioro. La Compañía no tiene ninguna inversión conservada hasta su vencimiento.

(ii) Activos disponibles para la venta Después de su reconocimiento inicial, los activos disponibles para la venta se evalúan a su valor justo y tanto sus variaciones, salvo las pérdidas por deterioro, como las diferencias cambiarias relacionadas con las partidas monetarias disponibles para la venta se registran directamente en el capital, en otra utilidad integral. Cuando se discontinúa una inversión, la ganancia o pérdida de capital acumulada se registra como utilidad o pérdida. La Compañía no tiene ningún activo disponible para la venta.

(iii) Activos y pasivos financieros registrados a su valor justo como utilidad o pérdida

La inversión de la Compañía en el ducto OBC constituye un activo financiero que se registra a su valor justo como utilidad o pérdida. Después de su reconocimiento inicial, los instrumentos financieros se evalúan a su valor justo, cuyas variaciones se registran como utilidad o pérdida. La Compañía contabiliza el efectivo y los equivalentes de efectivo a su valor justo. El efectivo y los equivalentes de efectivo incluyen efectivo disponible, depósitos bancarios a plazo y otras inversiones altamente líquidas con vencimiento original a tres meses o menos. Los sobregiros bancarios por pagar a la vista que forman parte integrante de la gestión de efectivo de la Compañía, cuyos saldos la Dirección puede o desea compensar con efectivo, se incluyen en la partida de efectivo y equivalentes de efectivo para los efectos del estado de flujo de efectivo.

(iv) Otros Las cuentas por cobrar comerciales y otras, las cuentas por pagar comerciales y otras, la parte de pasivo de las obligaciones convertibles, y los impuestos sobre el capital se clasifican como otros instrumentos financieros no derivados. Después de su reconocimiento inicial, los instrumentos financieros no derivados se evalúan al costo amortizado con el método de la tasa de interés real, menos las pérdidas por deterioro.

Instrumentos financieros derivados Las características de conversión de las obligaciones convertibles cuyo valor justo equivalente la Compañía puede pagar en efectivo en el momento de la conversión se clasifican como pasivo derivado. Los pasivos derivados se registran en la fecha de reconocimiento y posteriormente en cada fecha del balance general a su valor justo, cuyas variaciones se reconocen en el estado de resultados. Instrumentos financieros compuestos Los instrumentos financieros compuestos emitidos por la Compañía consisten en deuda convertible en acciones ordinarias a opción de ésta; el número de acciones por emitir no cambia con las variaciones en el valor justo, y la Compañía no puede optar por el pago en efectivo del valor justo equivalente del instrumento en el momento de la conversión.

El componente de pasivo de un instrumento financiero compuesto se reconoce inicialmente al valor justo de un pasivo similar que no tiene la opción de conversión en capital. Después de su reconocimiento inicial, el componente de pasivo se evalúa al costo amortizado con el método de la tasa de interés real. El componente de pasivo de un instrumentos financiero compuesto se reconoce inicialmente en función de la diferencia entre su valor justo y el del componente de pasivo. El componente de capital no se reevalúa después de su reconocimiento inicial. Los costos de transacción directamente atribuibles se asignan a los componentes de pasivo y capital en proporción a su valor en libros inicial.

200

Capital en acciones ordinarias Las acciones ordinarias se clasifican como capital. Los costos incrementales directamente atribuibles a las emisiones de acciones ordinarias y opciones de compra de acciones se reconocen como una deducción de capital, neta de efectos fiscales. Los dividendos de los accionistas se reconocen contra el capital, netos de beneficios fiscales.

NOTA 4 – CAMBIOS EN LAS POLÍTICAS CONTABLES Después de examinar pronunciamientos nuevos y revisados emitidos pero que aún no entran en vigor, la Compañía determinó que podría verse afectada por lo siguiente: A partir del 1 de enero de 2013, Petrominerales deberá adoptar la NIIF 9, “Instrumentos financieros”, como resultado de la primera fase del proyecto del IASB de sustitución de la IAS 39, “Instrumentos financieros – Reconocimiento y medición". La nueva norma sustituye los múltiples modelos actuales de clasificación y medición de los activos y pasivos financieros con un modelo único que contempla solamente dos categorías de clasificación: costo amortizado y valor justo. No se prevé ningún efecto sustancial de la adopción de esta norma en los estados financieros consolidados de la Compañía. NOTA 5 – INFORMACIÓN POR SEGMENTOS La NIIF 8 exige que los segmentos operativos se identifiquen con base en los informes internos sobre los componentes de la Compañía que los directores revisan regularmente para asignar recursos a los segmentos y evaluar su desempeño. Los segmentos geográficos e informables de la Compañía son Colombia, Perú y Otros. Otras actividades incluyen las oficinas corporativas de la Compañía en Canadá y Colombia. Para los segmentos informables se aplican las políticas contables de la Compañía. A los efectos de controlar el desempeño de los segmentos y asignarles recursos, los directores de la Compañía dan seguimiento a los activos tangibles, intangibles y financieros atribuibles a cada segmento. Todos los activos se asignan a segmentos informables. En los siguientes cuadros se presenta información sobre los segmentos informables de la Compañía:

Trimestre finalizado el 31 de marzo de 2010 Colombia Perú Otros Total

Ingresos 247.8 - - 247.8 Agotamiento y depreciación 48.7 - - 48.7 Utilidad antes de gastos financieros 123.3 - (3.5) 119.8 Intereses y gastos de acumulación 1.6 - 2.0 3.6 Gastos por impuestos sobre la renta 20.3 - - 20.3

Utilidad neta 98.7 - (5.3) 93.4

Gastos de exploración y evaluación y de propiedades, planta y equipo

106.2 5.5 - 111.7

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010 Colombia Perú Otros Total

Total del activo 1,047.9 51.8 732.9 1,832.6 Total del pasivo 508.2 32.3 585.5 1,126.0

Trimestre finalizado el 31 de marzo de 2011 Colombia Perú Otros Total

Ingresos 349.7 - - 349.7 Agotamiento y depreciación 67.7 - - 67.7

201

Utilidad antes de gastos financieros 137.6 - (1.4) 136.2 Gastos financieros netos 5.7 - 47.2 52.9 Gastos por impuestos sobre la renta 46.5 - - 46.5

Utilidad neta 82.6 - (45.8) 36.8

Gastos de exploración y evaluación y de propiedades, planta y equipo 147.2 2.3 - 149.5

Total del activo 1,230.9 55.0 672.7 1,958.6 Total del pasivo 570.9 35.5 613.9 1,220.3

NOTA 6 – GASTOS FINANCIEROS NETOS


2011 2010

Intereses en efectivo y cargos contingentes 5.4 1.9 Acumulación de obligaciones convertibles 4.0 1.2 Acumulación de impuesto sobre el capital en Colombia 0.6 - Anulación de descuentos de pasivo por puesta fuera de servicio 0.3 0.2 Amortización de costos de financiamiento diferidos 0.4 0.3

Total de gastos por intereses y acumulación 10.7 3.6

Pérdida por pasivo financiero derivado 39.0 -

Pérdida por conversión de divisas 3.8 2.5

Ingresos por intereses (0.6) -

Total de gastos financieros netos 52.9 6.1

NOTA 7 – OTROS ACTIVOS

Tarifas para ductos

prepagadas Cargos diferidos Total de otros

activos

Saldo al 1 de enero de 2010 21.2 5.3 26.5 Adiciones 3.8 0.1 3.9 Menos: amortización (3.8) (1.3) (5.1)

Saldo al 31 de diciembre de 2010 21.2 4.1 25.3 Adiciones 0.2 0.8 1.0 Menos: amortización (0.8) (0.3) (1.1)

Saldo al 31 de marzo de 2011 20.6 4.6 25.2

Los costos de la inversión en la instalación de descarga de petróleo crudo en Monterrey se tratan como tarifas para ductos prepagadas por los primeros 24 millones de barriles entregados a la instalación. Dichos costos se están amortizando con el método de unidades de producción, que se basa en los barriles de petróleo entregados a la instalación desde que fue puesta en funcionamiento en 2009. Los cargos diferidos son los costos relacionados con la facilidad crediticia garantizada de $150 millones que se está amortizando mediante el método de línea recta durante la vigencia del contrato correspondiente. NOTA 8 – ACTIVOS DE EXPLORACIÓN Y EVALUACIÓN

Saldo al 1 de enero de 2010 84.2 Adiciones 167.3 Adiciones de pasivo por puesta fuera de servicio, netas de transferencias a propiedades, planta y equipo 4.9 Adquisición de PanAndean (Nota 9) 32.0 Transferencia a propiedades, planta y equipo (23.5)

Saldo al 31 de diciembre de 2010 264.9 Adiciones 61.5 Adiciones de pasivo por puesta fuera de servicio, netas de 1.5

202

transferencias a propiedades, planta y equipo Transferencia a propiedades, planta y equipo (38.3)

Saldo al 31 de marzo de 2011 289.6

Los activos de exploración y evaluación consisten en los proyectos de exploración y evaluación de la Compañía en curso. En el trimestre finalizado el 31 de marzo de 2011, se transfirieron $38.3 millones a propiedades, planta y equipo (véase la Nota 9) en relación con pozos exitosos. La Compañía no tiene ningún activo tangible de exploración. NOTA 9 – PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO

Partes de

repuesto

críticas

Activos de petróleo

crudo Corporativo

s y otros Total

Costo al 1 de enero de 2010 21.2 784.6 7.0 812.8 Adiciones 8.4 322.1 8.6 339.1 Adiciones de pasivos por puesta fuera de

servicio, incluidas transferencias de exploración y evaluación - 13.3 - 13.3

Transferencias de exploración y evaluación

- 23.5

- 23.5

Costo al 31 de diciembre de 2010 29.6 1,143.5 15.6 1,188.7 Depreciación y agotamiento

acumulados - (319.2) (3.5) (322.7) Depreciación y agotamiento en el período - (215.0) (2.9) (217.9)

Valor en libros al 31 de diciembre de 2010

29.6 609.3

9.2 648.1

Partes de

repuesto

críticas

Activos de petróleo

crudo Corporativo

s y otros Total

Costo al 31 de diciembre de 2010 29.6 1,143.5 15.6 1,188.7 Adiciones 18.1 68.5 1.4 88.0 Movimiento de pasivos por puesta fuera de

servicio, incluidas transferencias de exploración y evaluación - 3.0 - 3.0

Transferencias de exploración y evaluación

- 38.3

- 38.3

Costo al 31 de marzo de 2011 47.7 1,253.3 17.0 1,318.0 Depreciación y agotamiento acumulados

- (534.2)

(6.4) (540.6)

Depreciación y agotamiento en el período

(1)

- (67.3)

(1.0) (68.3)

Valor en libros al 31 de marzo de 2011 47.7 651.8 9.6 709.1 (1)

En el período, la partida de depreciación y agotamiento del inventario se cifró en $600,000.

Los activos corporativos y otros consisten principalmente en equipo de cómputo y mobiliario y accesorios de oficina.

203

NOTA 10 – COMBINACIÓN DE NEGOCIOS

El 14 de abril de 2010, Petrominerales adquirió el 100% de las acciones ordinarias emitidas y en circulación de PanAndean Resources plc (“PanAndean”) por $29.6 millones en efectivo, a manera de un esquema de arreglo conforme a la legislación del Reino Unido. En la fecha de adquisición, PanAndean cotizaba en la bolsa AIM con propiedades en la etapa de exploración en Colombia y Perú. Esta adquisición tuvo por objeto facilitar la estrategia de Petrominerales de aumentar su presencia en Perú aprovechando los terrenos existentes en la Cuenca Ucayali. Así, la plusvalía mercantil consiste en gran medida en el beneficio estratégico que una mayor presencia en dicha cuenca reportará a la Compañía. No se prevé ninguna deducción del impuesto sobre la renta por la plusvalía mercantil registrada. Los costos de $1.2 millones incurridos por la adquisición se cargaron a gastos en el estado de resultados.

El estado de resultados incluye los resultados operativos de PanAndean desde el 14 de abril de 2010. Estos montos no se han informado por separado ni como si la adquisición hubiera ocurrido el 1 de enero de 2010, debido a que son insignificantes porque PanAndean no produce ni tiene ingresos. La transacción se contabilizó con el método de compra, según el cual los activos adquiridos y los pasivos asumidos, excluyendo la plusvalía mercantil, se registran a su valor justo. El siguiente cuadro resume los activos adquiridos reconocidos y la contraprestación transferida por la adquisición.

Contraprestación pagada, neta de efectivo adquirido Monto

Efectivo pagado 29.6 Efectivo adquirido (0.8)

Contraprestación total pagada, neta de efectivo adquirido

28.8

Activos adquiridos y pasivos asumidos

Activos financieros 0.5 Exploración y evaluación 32.0 Plusvalía mercantil 5.0 Pasivos financieros (0.3) Pasivos de impuestos diferidos (8.4)

Total de activo neto adquirido 28.8

NOTA 11 – INVERSIÓN EN OLEODUCTO La Compañía posee el 9.65% de las acciones ordinarias del proyecto Oleoducto Bicentenario de Colombia (“OBC”). Este oleoducto se construirá en tres fases, y la Compañía se ha comprometido hasta la primera. Se estima que esta fase costará aproximadamente $1,000 millones ($96.5 millones netos) e incrementará en unos 120,000 bppd (11,580 bppd netos) la capacidad de descarga en el primer trimestre de 2012. Finalmente, se prevé que las fases dos y tres del proyecto se terminen a fines de 2013 y aumenten en 330,000 bppd la capacidad bruta de transporte, a un costo bruto incremental de unos $4,400 millones. Petrominerales tiene la opción de participar en esas fases.

NOTA 12 – CAPITAL ACCIONARIO Autorizado La Compañía está autorizada para emitir un número ilimitado de acciones ordinarias sin valor nominal. Acciones ordinarias

204

Emitidas, en circulación y pagadas totalmente Número Monto

Saldo al 1 de enero de 2010 98,610,917 $ 197.7 Opciones de compra de acciones ejercidas 1,764,899 9.6 Acciones ordinarias diferidas ejercidas 25,625 - Acciones de incentivo ejercidas 2,947 - Emisión de acciones en función de los dividendos atribuibles a las

acciones ordinarias diferidas ejercidas 123 - Obligaciones convertibles convertidas 2,987,367 92.1 Transferencia de la reserva para pagos basados en acciones en

relación con opciones de compra de acciones y acciones ordinarias diferidas ejercidas - 2.5

Saldo al 31 de diciembre de 2010 103,391,878 301.9 Opciones de compra de acciones ejercidas 280,691 2.0 Acciones de incentivo ejercidas 5,608 -

Transferencia de la reserva para pagos basados en acciones en relación con opciones de compra de acciones, acciones de incentivo y acciones ordinarias diferidas ejercidas - 0.6

Saldo al 31 de marzo de 2011 103,678,177 $ 304.5

Dividendos A principios del segundo trimestre de 2010, Petrominerales empezó a pagar un dividendo trimestral de CAN$0.125 por acción. El monto total de dividendos declarados en el primer trimestre de 2011 fue de $13.4 millones, que se pagaron el 15 de abril de 2011. El total de dividendos declarados en 2010 fue de $37.3 millones, de los cuales se pagaron $13.4 millones el 15 de enero de 2011 por el dividendo declarado el 31 de diciembre de 2010. Reservas para pagos por medio de acciones

Variaciones de las reservas para pagos basados en acciones

Monto

Saldo al 1 de enero de 2010 9.9 Compensación por medio de acciones 13.9 Transferencia a acciones ordinarias en relación con opciones de

compra de acciones ejercidas (2.5)

Saldo al 31 de diciembre de 2010 21.3 Compensación por medio de acciones 6.3 Transferencia a acciones ordinarias en relación con opciones de compra de

acciones ejercidas (0.6)

Saldo al 31 de marzo de 2011 27.0

Opciones de compra de acciones La Compañía ha implementado un plan de opciones de compra de acciones para consejeros, ejecutivos, empleados y consultores que permite emitir hasta el 10 por ciento de sus acciones en circulación. El precio de ejercicio no puede ser inferior al precio de mercado de las acciones de la Compañía en la fecha de otorgamiento. Si bien la Junta Directiva establece los términos de las opciones, éstas generalmente se adquieren en partes iguales en el curso de un período de cuatro años a partir de la fecha de otorgamiento y expiran entre 5 y 10 años después de esa fecha. En seguida se presenta una relación de las opciones de compra de acciones en circulación:

Opciones de

compra de acciones

Precio de ejercicio promedio

ponderado (CAN$)

205

Saldo al 1 de enero de 2010 6,046,182 7.98

Otorgadas 2,823,300 27.27 Ejercidas (1,764,899) 5.51 Caducadas y canceladas (339,431) 11.92

Saldo al 31 de diciembre de 2010 6,765,152 16.47 Otorgadas 83,780 36.20 Ejercidas (280,691) 7.33 Caducadas (177,276) 10.96

Saldo al 31 de marzo de 2011 6,390,965 17.16

El siguiente cuadro resume la información sobre las opciones de compra de acciones al 31 de marzo de 2011:

Opciones de compra de acciones en circulación Opciones de compra de

acciones ejercitables

Variación de precios de

ejercicio (CAN$)

Número

Vigencia contractual

promedio ponderada

(años)

Precio de ejercicio

promedio ponderado

(CAN$)

Número

Precio de ejercicio

promedio ponderado

(CAN$)

3.11 – 6.94 1,176,960 3.87 4.38 593,148 4.14

6.95 – 11.78 1,311,265 3.42 8.54 112,229 8.31

11.79 – 24.07 1,357,920 5.24 16.74 167,437 14.63

24.08 – 28.10 1,674,900 5.55 26.76 144,825 27.82

28.11 – 36.95 869,920 4.18 30.55 82,050 30.24

6,390,965 4.55 17.16 1,099,689 11.23

Plan de compensación por medio de acciones ordinarias diferidas La Compañía ha implementado un plan de compensación en virtud del cual puede otorgar acciones ordinarias diferidas a consejeros, ejecutivos y empleados a cambio del pago de $0.05 por acción. Las acciones ordinarias diferidas son adquiridas por los beneficiarios al cabo de tres años o cuando dejan la Compañía, y expiran a los 10 años de la fecha de otorgamiento. En el marco de este plan se ha aprobado la emisión de hasta 500,000 acciones ordinarias diferidas.

Relación de acciones ordinarias diferidas Número

Saldo al 1 de enero de 2010 97,844 Otorgadas 59,171 Ejercidas (25,625)

Saldo al 31 de diciembre de 2010 131,390 Otorgadas 42,446 Ejercidas -

Saldo al 31 de marzo de 2011 173,836

Plan de compra de acciones de incentivo La Compañía estableció un plan de acciones de incentivo que permite a los consejeros, ejecutivos y empleados recibir una acción ordinaria mediante el pago del precio de ejercicio de CAN$0.05 por acción una vez adjudicada. Si bien la Junta Directiva establece los términos de las acciones de incentivo, éstas generalmente se adquieren en partes iguales en el curso de un período de cuatro años a partir de la fecha de otorgamiento y expiran entre 5 y 10 años después de esa fecha. En el marco de este plan se ha aprobado la emisión de hasta 3 millones de acciones de incentivo.

Relación de acciones de incentivo Número

206

Saldo al 1 de enero de 2010 34,130 Otorgadas 838,036 Ejercidas (2,947) Caducadas y canceladas (16,600)

Saldo al 31 de diciembre de 2010 852,619 Otorgadas 41,458 Ejercidas (5,608) Caducadas y canceladas (15,115)

Saldo al 31 de marzo de 2011 873,354

Al 31 de marzo de 2011, existían 170,606 acciones de incentivo ejercitables (142,150 al 31 de diciembre de 2010) con una vigencia contractual promedio de 9 años (la misma que al 31 de diciembre de 2010). Compensación por medio de acciones El valor justo de las opciones de compra de acciones, las acciones ordinarias diferidas y las acciones de incentivo otorgadas se estimó en la fecha de otorgamiento respectiva mediante el modelo de evaluación del precio de las opciones de Black-Scholes, partiendo de los siguientes supuestos:

Trimestre finalizado 2011 2010

Tasa de interés libre de riesgo 2.25% 2.25% Precio de mercado CAN$ 36.20 CAN$ 28.95 Tipo de dividendos 1.40% 0% Vigencia prevista de las opciones y acciones de incentivo (años) 3.0 – 4.0 3.0 – 4.0 Vigencia prevista de las acciones ordinarias diferidas (años) 8.0 8.0 Tasa de caducidad – opciones 5% 6% Volatilidad prevista 37.1% 42.5% Valor justo de las opciones de compra de acciones otorgadas CAN$ 7.74 CAN$ 9.24 Valor justo de las acciones ordinarias diferidas otorgadas CAN$ 34.79 CAN$ 28.99 Valor justo de las acciones de incentivo otorgadas CAN$ 35.79 CAN$ 27.85

La volatilidad prevista se determinó con base en las transacciones en el mercado de opciones durante el período en que cae la fecha de otorgamiento del plan en cuestión. El valor justo se ajusta en función de las tasas de cancelación anticipada previstas. La Dirección es responsable de todos los datos y supuestos utilizados en el modelo, incluida la determinación de la volatilidad prevista. Los gastos de compensación por medio de acciones correspondientes al trimestre finalizado el 31 de marzo de 2011 sumaron $6.3 millones ($2.6 millones en 2010). NOTA 13 – UTILIDADES POR ACCIÓN El siguiente cuadro presenta el número promedio ponderado de las acciones ordinarias considerado para calcular las utilidades básicas y diluidas por acción. El cálculo de las utilidades por acción se basa en la utilidad neta después de impuestos. En el primer trimestre de 2001, no se requirió ningún ajuste a la utilidad neta debido que las obligaciones convertibles tuvieron un efecto antidilusivo. En el trimestre finalizado el 31 de marzo de 2011, las acciones antidilusivas excluidas por las obligaciones convertibles ascendieron a 16,0 millones.

Trimestre finalizado el 31 de marzo 2011 2010

Ajustes a la utilidad neta Utilidad neta básica 36.8 93.4 Gastos por intereses y acumulación sobre obligaciones convertibles - 2.0 Efecto fiscal - (0.7)

Utilidad neta diluida 36.8 94.7

Ajustes a las acciones ordinarias promedio ponderadas Acciones ordinarias promedio ponderadas en circulación, básicas 103,580,646 98,734,202

207

Efecto de las opciones de compra de acciones, las acciones ordinarias diferidas y las acciones de incentivo 3,892,808 3,456,363

Efecto de las obligaciones convertibles - 2,987,367

Acciones ordinarias promedio ponderadas en circulación, diluidas 107,473,454 105,177,932

NOTA 14 – DEUDA BANCARIA Al 31 de marzo de 2011, la Compañía tenía una facilidad crediticia garantizada de $150 millones sin utilizar, la cual está garantizada con la totalidad de sus activos, se revisa semestralmente junto con el prestamista y expira el 30 de diciembre de 2013. La Compañía también tiene líneas de crédito disponibles en Colombia por un total $41.2 millones. Los anticipos cubiertos por la facilidad crediticia están respaldados por un pagaré otorgado por la Compañía. Al 31 de marzo de 2011, la Compañía tenía cartas de crédito activas por un total de $26.6 millones para garantizar compromisos de trabajo relacionados con bloques de exploración. Las cartas de crédito emitidas contra la línea de crédito operativa en Colombia ($25.5 millones) reducen los montos disponibles en virtud de la facilidad crediticia. Nota 15 – OBLIGACIONES CONVERTIBLES Obligaciones convertibles 2010 Las obligaciones convertibles 2010 originalmente se emitieron el 6 de diciembre de 2007, por un monto de $100 millones, y se clasificaron como instrumentos financieros compuestos. En 2008 la Compañía recompró $18.3 millones del valor del principal de las mismas. En la fecha de vencimiento, el 6 de diciembre de 2010, las obligaciones convertibles remanentes, por un monto de capital de $81.7 millones, se convirtieron en 2,987,367 acciones ordinarias a la tasa contractual de conversión de US$27.3485 por acción. En la fecha de conversión, los componentes de capital de las obligaciones convertibles, que sumaban $92.1 millones, se transfirieron al capital en acciones. La acumulación registrada en 2010 con respecto a estas obligaciones ascendió a $4.9 millones. Obligaciones convertibles 2016

El 25 de agosto de 2010, Petrominerales emitió $550 millones de obligaciones convertibles con vencimiento el 25 de agosto de 2016 y un cupón anual de 2.625%. Las obligaciones son convertibles en acciones ordinarias de Petrominerales, con un precio de conversión de US$34.3147 por acción, sujeto al ajuste en función de los dividendos. Si se convierten, la Compañía tiene la opción de entregar un total de 16,028,116 acciones ordinarias o efectivo equivalente al valor de mercado de estas acciones, al precio promedio ponderado por acción para el período de negociación de 20 días siguiente al aviso de conversión. Además, los obligacionistas tienen el derecho de opción de venta, una única vez, mediante el pago anticipado de las obligaciones al 100% de su valor nominal más los intereses acumulados al 25 de agosto de 2013, ejercitable dentro de los 30 días comprendidos entre el 10 de junio y el 10 de julio de ese año. Al emitirse, la obligación 2016 se dividió entre el pasivo y la característica de conversión (que, conforme a las NIIF, se ha clasificado como pasivo derivado). La porción de pasivo se calculó restando los costos de transacción y el valor justo de la característica de conversión del monto de capital de las obligaciones. El producto de US$550 millones de la emisión dio como resultado que $432 millones se clasificaran como pasivo y $101 millones, como pasivo financiero derivado. El valor justo de la característica de conversión se estima en cada fecha del balance general, y las variaciones en el valor justo estimado entre períodos se registra en el estado de resultados como gasto financiero. El siguiente cuadro resume la contabilización de las obligaciones convertibles 2016:

Pasivo Pasivo financiero

derivado Total

Emisión de obligaciones convertibles el 25 de agosto de 2010 (neto de costos de emisión de $17,0) $ 432.2 $ 101.1 $ 533.3

Acumulación en 2010 5.6 - 5.6

208

Pérdida derivada en 2010 - 139.1 139.1

Saldo al 31 de diciembre de 2010 437.8 240.2 678.0 Acumulación en 2011 4.0 - 4.0 Pérdida derivada en 2011 - 39.0 39.0

Saldo al 31 de marzo de 2011 $ 441.8 $ 279.2 $ 721.0

La porción correspondiente al pasivo se evalúa al costo amortizado y se incrementará proporcionalmente al saldo de capital al vencimiento utilizando el método de la tasa de interés real. El incremento y los intereses pagados se contabilizan como gastos financieros en el estado consolidado de resultados. Los pasivos financieros derivados se evalúan a su valor justo como utilidad o pérdida, y las variaciones en dicho valor se registran en los gastos financieros. El valor justo del pasivo financiero derivado se calcula utilizando un modelo de valuación binomial y los siguientes supuestos:

31 de marzo 2011


25 de agosto de 2010

Tasa de interés libre de riesgo 2.77% 2.61% 2.14% Vigencia prevista (años) 5.4 5.6 6.0 Volatilidad prevista 42.4% 46.5% 37.5% Precio de mercado $37.88 $33.34 $23.48 Precio de conversión $34.31 $34.75 $34.75

NOTA 16 – PASIVOS POR PUESTA FUERA DE SERVICIO La Dirección calculó las obligaciones de puesta fuera de servicio y restauración basándose en los costos estimados de rehabilitación y abandono de pozos, sitios de pozos y ciertas instalaciones en función de los requisitos contractuales de la Compañía. Dichas obligaciones sufrieron los siguientes cambios:

Al

31 de marzo, 2011

31 de diciembre 2010

Pasivos por puesta fuera de servicio, al inicio del período 34.9 16.3 Obligaciones incurridas 3.8 18.5 Anulación de descuentos 0.3 0.1 Cambio en las estimaciones 0.7 -

Pasivos por puesta fuera de servicio, al cierre del período 39.7 34.9

Las obligaciones se calcularon a una tasa de inflación de 4% y se descontaron a una tasa libre de riesgo del 4% anual. Se prevé que la mayoría de estas obligaciones se paguen antes de la terminación del Contrato de Producción Incremental (CPI) relacionado, dentro de unos 12 años, o deberán abandonarse de conformidad con el contrato de exploración, o se financiarán con los recursos generales de la Compañía disponibles en el momento de la liquidación. Al 31 de marzo de 2011, el monto total no descontado de los flujos de efectivo estimados para liquidar las obligaciones es de $95.0 millones ($86.8 millones en 2010). NOTA 17 – IMPUESTOS Impuestos sobre la renta La provisión para impuestos sobre la renta difiere del monto que se habría proyectado si se hubieran aplicado las tasas fiscales corporativas reglamentarias a la utilidad antes de impuestos. La Compañía no paga impuestos en Bahamas. Las razones principales de esta diferencia son las siguientes:

Período finalizado el 31 de marzo de 2011

31 de marzo de 2010

Utilidad antes de impuestos 83.3 113.7

209

Tasa fiscal reglamentaria en Colombia 33%

33%

Gastos fiscales previstos 27.5 37.6 Aumento (disminución) de la provisión para impuestos sobre la

renta resultante de: Pérdida derivada no deducible 12.9 - Gastos por impuestos sobre el capital no deducibles 9.1 - Costos de obligaciones convertibles no deducibles 2.5 0.7 Gastos no deducibles 0.4 - Aumento de reservas para impuestos - (8.1) Compensación por medio de acciones 2.1 0.9 Cambio en las estimaciones y otros (8.0) (10.8)

Gastos por impuestos sobre la renta corrientes y diferidos 46.5 20.3 Compuestos por: Gastos por impuestos sobre la renta corrientes 46.3 28.0 Gastos por impuestos diferidos 0.2 (7.7)

Gastos por impuestos 46.5 20.3

Impuestos diferidos A continuación se muestran los componentes de los activos y pasivos de impuestos diferidos a cargo de la Compañía en Colombia que se derivan de diferencias temporales:

Al 31 de marzo de 2011


1 de enero de 2010

Activos de impuestos

diferidos

Pasivos de

impuestos diferidos

Activos de

impuestos

diferidos

Pasivos de

impuestos diferidos

Activos de impuestos

diferidos

Pasivos de impuestos

diferidos

Quebrantos trasladables - - 0.6 - 0.7 - Propiedades, planta y equipo - 127.2 - 122.8 - 35.2 Obligaciones por puesta fuera de

servicio 13.1 - 11.6 - 5.3 - Pasivo por puesta fuera de servicio 9.9 - 6.6 -

4.0 -

23.0 127.2 18.8 122.8 10.0 35.2 Reserva para valuación - - - - - -

Pasivo de impuestos diferidos netos 104.2 104.0

25.2

En el pasivo de impuestos diferidos netos se incluyen $8.4 millones relacionados con Perú.

Impuestos sobre el capital

Período finalizado el 31 de marzo de 2011

31 de marzo de 2010

Gastos por impuestos sobre el capital 27.7 0.5

Los impuestos sobre el capital se basan en los niveles de capital en Colombia. En diciembre de 2010, el gobierno de Colombia aprobó una nueva legislación que obliga a las empresas del país y a las sucursales de compañías extranjeras a pagar un impuesto sobre el capital basado en el capital neto a partir del 1 de enero de 2011. La tasa de impuesto aplicable a Petrominerales es el 6% del capital neto, equivalente a $33.6 millones, pagaderos en partes iguales en el curso de cuatro años a partir de 2011 ($2.1 millones por trimestre). El 1 de enero de 2011 se registró el valor presente neto de la obligación de $27.7 millones, de

210

los cuales $20.3 millones se clasificaron como a largo plazo. Este gasto por impuestos se clasifica como gasto de operación en el estado de operaciones dado que no se basa en la utilidad. NOTA 18 – OPERACIONES CON PARTES RELACIONADAS

Hasta el 31 de diciembre de 2010, el accionista mayoritario de Petrominerales era Petrobank Energy and Resources Ltd. (“Petrobank”). Debido a la Reorganización de Petrobank descrita en la Nota 1, estas empresas ya no están relacionadas. Durante 2010, la Compañía formó parte de un Contrato de Servicios de Gestión con Petrobank que abarca ciertos servicios que incluyen apoyo ejecutivo, corporativo, legal, administrativo, financiero, de tesorería, contable, de tecnología de información, de recursos humanos, y espacio de oficina para los empleados de Petrominerales ubicados en Calgary, Alberta. Los montos relacionados con dicho contrato que se pagaron a Petrobank en el primer trimestre de 2010 sumaron $0.8 millones y se contabilizaron como gastos generales y administrativos.

NOTA 19 – GESTIÓN DE CAPITAL Una política de la Compañía consiste en mantener una base de capital sólida con miras a flexibilizar el desarrollo de sus negocios y conservar la confianza de los inversionistas, los acreedores y el mercado. Asimismo, gestiona su estructura de capital y efectúa ajustes en respuesta a los cambios en las condiciones económicas y las características de riesgo de los activos subyacentes. La Compañía procura que su estructura de capital incluya capital en acciones ordinarias, obligaciones convertibles, deuda bancaria y superávit de capital de trabajo (una medición fuera del marco NIIF definida como activo circulante menos cuentas por pagar y pasivo acumulado). A fin de mantener o ajustar dicha estructura, periódicamente emite acciones ordinarias u otros valores, vende activos o ajusta sus gastos de capital en función de los niveles de deuda corrientes y proyectados.

31 de marzo,

2011

31 de diciembre de

2010

1 de enero 2010

Deuda bancaria (1)

- - - Superávit de capital de trabajo 566.1 580.2 13.5 Obligaciones convertibles – monto de capital

(2) 550.0 550.0 81.7

Capital en acciones ordinarias 304.5 301.9 197.7 (1)

Petrominerales tiene una línea de crédito rotativa sin utilizar con una base de empréstito de $150 millones y una línea de crédito operativo en Colombia por un monto de $41.2 millones.

(2) Las obligaciones vencen el 25 de agosto de 2016, son convertibles en acciones ordinarias a $34.31

cada una y tienen un cupón anual de 2.625%, pagadero semestralmente en efectivo o en acciones ordinarias.

La Compañía se mantiene atenta al apalancamiento y ajusta su estructura de capital basándose en la relación entre deuda neta y flujo de efectivo de las operaciones antes de capital de trabajo no monetario. Calcula esta relación como deuda neta, una medición fuera del marco NIIF que la Compañía define como deuda bancaria activa más el monto de capital de las obligaciones convertibles, a menos que lo sean en dinero, y deficiencia de capital de trabajo, dividida entre el flujo de efectivo de las operaciones antes de cambios en el capital de trabajo no monetario correspondiente al último trimestre calendario, anualizado. Al 31 de marzo de 2011, la deuda neta era negativa dado que la Compañía tenía un superávit de capital de trabajo. Petrominerales utiliza la relación entre deuda neta y flujo de efectivo como un indicador básico del apalancamiento de la Compañía y para mantener un balance general sólido. A efecto de facilitar el manejo de esta relación, la Compañía prepara presupuestos anuales y los actualiza cuando es necesario conforme a ciertos factores, que incluyen los precios corrientes y proyectados del petróleo crudo, los cambios en la estructura de capital, la ejecución del plan de negocios de la Compañía y las condiciones generales del sector. El presupuesto anual se somete a la aprobación de la Junta Directiva y se revisa y actualiza cada vez que se requiere.

211

La Compañía cumple con las disposiciones de sus contratos sobre obligaciones convertibles y líneas de crédito. Las estipulaciones financieras de la línea de crédito exigen el mantenimiento de una relación entre deuda bancaria y utilidades de doce meses continuos antes de intereses, impuestos, agotamiento, depreciación y amortización menor de 3.0 veces, y de una relación corriente mayor de 1.0 veces (activo circulante dividido entre pasivo circulante menos deuda bancaria sin utilizar). Las estipulaciones financieras de las obligaciones convertibles de la Compañía exigen que se mantenga una relación entre patrimonio y total de activos de 30% como mínimo, y que el monto de las garantías y gravámenes sobre sus activos se limite al 35 por ciento del valor en libros del total de activos.

En el segundo trimestre de 2010, Petrominerales empezó a pagar un dividendo trimestral de CAN$0.125 por acción. La estrategia de la Compañía consiste en producir dividendos razonables para los accionistas y a la vez ejecutar un plan operativo orientado al crecimiento acumulativo. NOTA 20 – GESTIÓN DE INSTRUMENTOS FINANCIEROS Y DEL RIESGO FINANCIERO La Compañía está expuesta a los siguientes riesgos por el uso de instrumentos financieros: riesgo de crédito, riesgo de liquidez y riesgo de mercado. Esta nota presenta información sobre la exposición de la Compañía a cada uno de esos riesgos, así como las políticas y procesos que utiliza para evaluarlos y gestionarlos y con qué fines. La Junta Directiva es la principal responsable de establecer y supervisar el marco de gestión del riesgo financiero de la Compañía, y da seguimiento a las actividades de gestión de riesgos. La Compañía identifica y analiza los riesgos a que está expuesta y puede utilizar instrumentos financieros para mitigarlos. Los principales riesgos identificados por Petrominerales son: riesgo de crédito, riesgo de liquidez, riesgo de mercado, riesgo de divisas, riesgo de los productos básicos, y riesgo de tasas de interés. Riesgo de crédito La producción de petróleo crudo se vende, a precios de mercado ajustados a diferenciales de calidad, a seis contrapartes principales. La mayor parte se vende a Ecopetrol, la empresa petrolera estatal de Colombia, y el resto a cinco empresas petroleras internacionales. Generalmente la exposición crediticia máxima de la Compañía a sus clientes es de dos meses de ingresos por ventas, salvo en el mes de producción de diciembre, ya que las ventas de noviembre y parte de las de diciembre de nuestro principal cliente de petróleo se reciben antes del fin de año. La Compañía no prevé ningún incumplimiento de ninguna de sus contrapartes. Además, redujo su riesgo de crédito frente a ciertas contrapartes por medio de seguros de crédito.

A continuación se presenta un desglose de las cuentas por cobrar de la Compañía:

31 de marzo, 2011

31 de diciembre 2010

1 de enero 2010

Clientes de petróleo crudo 233.1 144.6 37.7 Otras cuentas por cobrar 6.6 7.0 5.4 Gastos pagados por anticipado 4.0 4.0 4.4

Total 243.7 155.6 47.5

Las cuentas por cobrar a clientes de petróleo crudo normalmente se cobran unos 45 días después del mes de producción. La política de la Compañía para mitigar el riesgo de crédito asociado a estos saldos consiste en establecer relaciones de comercialización con grandes compradores, negociar el pago anticipado y obtener garantías o seguros de crédito, o ambos. Históricamente, la Compañía no ha experimentado ningún problema de cobranza con sus clientes de petróleo crudo. Al 31 de marzo de 2011, ninguna de las cuentas por cobrar de la Compañía con vencimiento a más de 90 días se ha deteriorado. Para determinar la recuperabilidad de las cuentas por cobrar comerciales y otras, Petrominerales realiza

212

un análisis de riesgos considerando el tipo y el plazo de vencimiento de las cuentas por cobrar activas, así como la solvencia de las contrapartes. El efectivo y los equivalentes de efectivo consisten en saldos bancarios en efectivo y depósitos a corto plazo con vencimiento menor de 90 días. La Compañía gestiona su exposición crediticia relacionada con inversiones a corto plazo seleccionando a las contrapartes de acuerdo con sus calificaciones crediticias y da seguimiento a todas las inversiones. El valor en libros de las cuentas por cobrar y el efectivo y los equivalentes de efectivo representan la máxima exposición crediticia. Al 31 de marzo de 2011, la Compañía no tiene constituida una reserva o provisión para cuentas de dudosa recuperación; y durante los trimestres finalizados el 31 de marzo de 2011 y 2010 no se vio obligada a cancelar en libros ninguna cuenta por cobrar. Riesgo de Liquidez

El riesgo de liquidez es el riesgo de que la Compañía no pueda cumplir con sus obligaciones financieras a su vencimiento. La Compañía gestiona la liquidez a modo de asegurarse, con medios razonables, que sea suficiente para cumplir con sus obligaciones a su vencimiento, ya sea en condiciones normales o inusuales, sin incurrir en pérdidas inaceptables o poner en riesgo sus objetivos de negocios. La Compañía prepara presupuestos de gastos de capital anuales, les da seguimiento con regularidad y los actualiza cuando es necesario. La producción de petróleo crudo se supervisa diariamente con el objeto de calcular el flujo de efectivo corriente, y los gastos de capital se controlan mediante autorizaciones de gastos de los proyectos. Para facilitar el programa de gastos de capital, la Compañía tiene una línea de crédito basado en una reserva rotativa, como se indica en la Nota 14. El siguiente cuadro presenta los vencimientos contractuales de los pasivos financieros al 31 de marzo de 2011:

Pasivo financiero Total < 1 año 1-2 años Posteriormente

Cuentas por pagar y pasivo acumulado 298.0 298.0 - -

Cartas de crédito 25.5 9.2 12.6 3.7

Obligaciones convertibles – capital 550.0 - - 550.0

Total 873.5 307.2 12.6 553.7

Riesgo de mercado El riesgo de mercado es el riesgo de que los cambios en los factores de mercado, tales como los tipos de cambio, los precios de los productos básicos y las tasas de interés, afecten los flujos de efectivo, la utilidad neta, la liquidez o el valor de los instrumentos financieros de la Compañía. La gestión del riesgo de mercado tiene por objeto mitigar las exposiciones a este riesgo cuando se considera necesario y maximizar los rendimientos. Riesgo de divisas El riesgo de divisas es el riesgo de que el valor justo o los flujos de efectivo futuros de un instrumento financiero fluctúen a causa de variaciones en los tipos de cambio. La Compañía está expuesta a estas variaciones debido a que algunos de sus gastos están denominados en pesos colombianos y dólares canadienses. Al 31 de marzo de 2011, si el dólar estadounidense hubiera registrado un alza de 5% frente al peso colombiano y todas las demás variables se hubieran mantenido constantes, la cifra correspondiente a la utilidad neta del ejercicio habría resultado $4.9 millones arriba ($5.4 millones arriba en 2010), principalmente debido a las cuentas por pagar denominadas en pesos. En el trimestre finalizado el 31 de marzo de 2011, la Compañía no tenía ningún contrato de divisas a término.

213

Riesgo de precios de los productos básicos El riesgo de precios de los productos básicos es el riesgo de que las variaciones en estos precios causen fluctuaciones en el valor justo o los flujos de efectivo futuros de un instrumento financiero. Las variaciones importantes de los precios de los productos básicos también pueden afectar la base de empréstitos de la Compañía en el marco de su línea de crédito con garantía. La reducción de dichos precios puede mermar la capacidad de la Compañía para reunir capital. Los sucesos económicos internacionales que determinan los niveles de oferta y demanda influyen en los precios del petróleo crudo. Periódicamente, la Compañía intenta mitigar el riesgo de precios de los productos básicos mediante el uso de instrumentos financieros derivados. Una política de la Compañía es celebrar únicamente contratos de productos básicos que considera adecuados hasta por un máximo del 50% de sus volúmenes de producción proyectados.

En el primer trimestre de 2011, la Compañía celebró dos contratos de venta. El primero ocasionó que 680,304 barriles de petróleo se expusieran a cambios en los precios de referencia del Brent desde $114.67 por barril. Este contrato se liquidó a mediados de abril de 2011. En el primer trimestre de 2011 se registró una ganancia de $1.9 millones por el valor justo de este contrato debido a los incrementos en los precios del Brent. El segundo contrato permite que un tercero participe en transacciones derivadas con ciertos barriles de petróleo crudo de la Compañía. Ese tercero acordó compartir el 50% de los beneficios económicos que resulten de dichas transacciones. Este contrato no expone a la Compañía a ninguna pérdida y durante el trimestre le reportó ingresos por $1.5 millones. En el primer trimestre en la partida de ingresos de petróleo del estado de resultados se registró una ganancia total de $3.4 millones. Riesgo de tasas de interés El riesgo de tasas de interés es el riesgo de que el valor justo o los flujos de efectivo futuros de un instrumento financiero fluctúen debido a variaciones en las tasas de interés de mercado. La Compañía está expuesta al riesgo de flujo de efectivo de tasas de interés en su deuda bancaria a tasa de interés flotante, en la medida en que la utilice, debido a las fluctuaciones en las tasas de interés de mercado y el riesgo de precio de las tasas de interés sobre las obligaciones convertibles a tasa fija. El resto de sus activos y pasivos financieros no está expuesto al riesgo de tasas de interés. Actualmente la Compañía no tiene una sensibilidad significativa a las tasas de interés. Al primer trimestre de 2011, la Compañía no tenía ningún contrato de intercambio de tasas de interés o financiero. Valor justo de los instrumentos financieros Los instrumentos financieros de la Compañía se clasifican como efectivo y equivalentes de efectivo, cuentas por cobrar comerciales y otras, cuentas por pagar comerciales y otras, deuda bancaria y obligaciones convertibles en el estado de situación financiera. A continuación se indican el valor en libros y el valor justo de estos instrumentos financieros al 31 de marzo de 2011, por categoría, así como las ganancias y los gastos por intereses relacionados correspondientes a los tres meses finalizados en esa fecha:

Instrumento financiero Valor en libros Valor justo Gastos por intereses

Activos conservados para fines de negociación Efectivo y equivalentes de efectivo

(1) 645.9 645.9

Préstamos y cuentas por cobrar

Cuentas por cobrar 243.7 243.7

Otros pasivos

Cuentas por pagar y pasivo acumulado 298.0 298.0

Deuda bancaria - - 6.4(2)

214

Obligaciones convertibles 441.8 721.2

(3) 4.0

(4)

Pasivo derivado de obligaciones convertibles 279.2 (1)

El rendimiento real de los equivalentes de efectivo al 31 de marzo de 2011 fue de 0.31% (0.31% al 31 de diciembre de 2010).

(2) Se incluye en los gastos financieros netos en el estado de resultados. Incluye intereses,

compromisos y otros cargos relacionados con líneas de crédito y la amortización de costos de financiamiento diferidos de $300,000 con respecto a la deuda bancaria de la Compañía.

(3) Debido a la falta de información sobre las negociaciones activas, es difícil evaluar de una manera

fiable el valor justo de los componentes de deuda y de pasivo derivado de las obligaciones convertibles. La Compañía estimó el valor justo de las obligaciones convertibles basándose en transacciones de mercado recientes. Al 31 de marzo de 2011, el monto de capital de las obligaciones convertibles era de $550 millones.

(4) Se incluye en los gastos financieros en el estado de resultados condensado para períodos

intermedios. Los gastos por intereses no monetarios relativos a la acumulación de los costos iniciales de descuento y de transacción compensados contra este pasivo se incluyen en la acumulación de las obligaciones convertibles en el estado de flujo de efectivo. El rendimiento real de las obligaciones convertibles es de 7.0%.

Petrominerales clasifica el valor justo de los instrumentos financieros medidos a su valor justo de acuerdo con la siguiente jerarquía, que se basa en los datos de mercado observables utilizados para valuar el instrumento.

Nivel 1 – Cotizaciones de mercado disponibles en mercados activos para activos o pasivos idénticos a la fecha del informe correspondiente. Los mercados activos son aquellos en que las transacciones ocurren con la frecuencia y el volumen suficientes para proporcionar continuamente información sobre precios.

Nivel 2 – La información sobre precios difiere de las cotizaciones de mercados activos que se indican en el nivel 1. Los precios clasificados en el nivel 2 son directa o indirectamente observables a la fecha del informe correspondiente. Las valuaciones del nivel 2 se basan en información que incluye cotizaciones a término de productos básicos, valor especulativo y factores de volatilidad, que en su mayor parte se pueden observar o corroborar en el mercado.

Nivel 3 – Las valuaciones de este nivel son aquellas que contienen información sobre el activo o el pasivo que no se basa en datos observables del mercado.

Los instrumentos financieros de la Compañía se evalúan con arreglo a esta jerarquía de valor justo. El efectivo y los equivalentes de efectivo se clasifican en el nivel 1 y las obligaciones convertibles, en el nivel 2. La evaluación de la importancia de determinada información para establecer el valor justo requiere buen juicio y puede afectar el nivel de clasificación de los instrumentos financieros según la jerarquía de valor justo. NOTA 21 – NOTAS AL ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

Variaciones en el capital de trabajo no monetario

Trimestre finalizado el 31 de marzo 2011 2010

Cambio en: Cuentas por cobrar

(88.1) (135.9) Cuentas por pagar y pasivo acumulado (11.1) 37.1 Inventario de petróleo crudo (5.5) (3.3) Agotamiento relacionado con el inventario de petróleo crudo y

otros activos 0.6 1.6

(104.1) (100.5) Exclusión de variaciones en los intereses por pagar 1.9 (0.8) Exclusión de las variaciones en la parte corriente de los

impuestos sobre el capital (6.1) -

215

(108.3) (101.3)

Cambios relacionados con: Atribuibles a actividades de operación (94.5) (125.7) Atribuibles a actividades de inversión (13.8) 24.4

NOTA 22 – COMPROMISOS Y CONTINGENCIAS El siguiente cuadro resume los compromisos contractuales de la Compañía al 31 de marzo de 2011:


Contratos de exploración (1)

81.7 37.5 42.9 1.3

Contratos de almacenamiento y transporte

16.6 8.4 8.2 -

Inversión en ductos 71.1 71.1 - -

Arrendamiento de oficinas 7.6 2.0 4.1 1.5

Total 177.0 119.0 55.2 2.8

(1) Conforme a los contratos de exploración, dentro de los tres próximos años la Compañía debe cumplir con compromisos de trabajo por un total de $81.7 millones. Estos compromisos forman parte de las actividades normales de exploración, que incluyen costos de propiedades, adquisición y procesamiento de datos sísmicos y perforación de pozos de exploración. La Compañía ha emitido cartas de crédito por un total de $26.6 millones para garantizar las obligaciones estipuladas en estos contratos de exploración.

Contingencias En estos momentos la Compañía no puede prever la resolución final de ciertas controversias en que Petrominerales se ha visto envuelta en el curso de sus actividades normales. Petrominerales contabiliza los costos en el período en que se incurren o pueden determinarse. La Dirección estima que la resolución de estos asuntos no tendría ningún efecto sustancial adverso en la situación financiera o los resultados operativos consolidados de la Compañía. Controversia sobre el precio de participación alto Actualmente Petrominerales está envuelta en una controversia con la ANH relacionada con la interpretación del contrato de exploración del Bloque Corcel (“Contrato de Corcel”) celebrado entre ambas el 2 de junio de 2005. El Contrato Corcel estipula que Petrominerales debe pagar a la ANH un precio de participación alto cuando la producción acumulada de un área de explotación supere los cinco millones de barriles de petróleo, determinado antes de la deducción de regalías. El precio de participación alto asciende al 30 por ciento del precio recibido por arriba de ciertos precios mínimos, según la calidad del petróleo producido. La ANH ha expresado la opinión de que para determinar cuándo debe pagarse el precio de participación alto, hay que combinar las áreas de explotación a que se refiere el Contrato Corcel. Puesto que la producción combinada de las áreas de explotación en Corcel ha superado los cinco millones de barriles de petróleo, la ANH sostiene que Petrominerales está obligada a pagar un precio de participación alto con respecto a la producción de ese bloque a partir de abril de 2009. En consonancia con su opinión, la ANH solicitó pagos adicionales agregando $69.1 millones a la fecha. Al 31 de marzo de 2011, aunque la producción total del bloque ascendió a 14.4 millones de barriles, ninguna de sus áreas de explotación individual produjo acumulativamente más de cinco millones de barriles de petróleo. Petrominerales disiente con la interpretación de la ANH ya que desde su punto de vista el Contrato Corcel estipula que el precio de participación alto debe pagarse a partir de que el área de explotación de que se trate haya producido acumulativamente más de cinco millones de barriles de petróleo.

216


217

7.6 ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS PARA EL PERIODO FINALIZADO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010 Y 31 DE DICIEMBRE DE 2009 DEL EMISOR CON SUS RESPECTIVAS NOTAS, TRADUCIDOS OFICIALMENTE

INFORME DE LA DIRECCIÓN

La Dirección es responsable de la integridad y objetividad de la información presentada en este informe, al igual que de la congruencia entre los estados financieros consolidados y los demás datos financieros y operativos aquí contenidos. La Dirección ha elaborado los estados financieros consolidados adjuntos de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados de Canadá, basándose en estimaciones y juicios cuidadosos, particularmente cuando las transacciones relacionadas con el ejercicio de que se trata dependen de sucesos futuros. Los estados financieros consolidados se han preparado en apego a las políticas y procedimientos establecidos por la misma Dirección y reflejan en forma razonable la situación financiera de la Compañía, los resultados de sus operaciones y los cambios en dicha situación, también de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados en Canadá. La Dirección ha establecido y mantiene un sistema de controles internos que tiene por objeto brindar una certeza razonable de que los activos se protegen contra pérdidas y uso no autorizado, y que la información financiera es exacta y confiable.

La auditoría de los estados financieros consolidados por parte de los auditores externos de la Compañía, Deloitte & Touche LLP, constituye una evaluación independiente del cumplimiento de las responsabilidades de la Dirección con respecto a la razonabilidad de las condiciones y resultados financieros de la Compañía.

Los estados financieros consolidados fueron aprobados por la Junta Directiva después de haber sido examinados en detalle por el Comité de Auditoría de ésta, la Dirección y los auditores externos.

"Firma" "Firma" Corey C. Ruttan Kelly D. Sledz Presidente y Director General Director Financiero

Calgary, Canadá

2 de marzo de 2011

218

DICTAMEN DEL AUDITOR INDEPENDIENTE

A los accionistas de Petrominerales Ltd.:

Hemos auditado los balances generales consolidados adjuntos de Petrominerales Ltd. (la "Compañía") al 31 de diciembre de 2010 y 2009, así como los estados consolidados de operaciones y utilidades retenidas, de utilidad integral y flujos de efectivo por los años terminados en esas fechas, y las notas a los estados financieros consolidados.

Responsabilidad de la Dirección en lo relativo a los estados financieros consolidados

La Dirección es responsable de la preparación y presentación razonable de estos estados financieros consolidados de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados de Canadá, así como de aplicar los controles internos que considere necesarios para evitar que contengan inexactitudes importantes ya sea por error o fraude.

Responsabilidad del auditor

Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre estos estados financieros consolidados basada en las auditorias que efectuamos. Nuestras auditorías se realizaron según las normas de auditoría generalmente aceptadas de Canadá, las cuales requieren que acatemos los requisitos de ética y se planeen y lleven a cabo de tal manera que se logre una certeza razonable de que los estados financieros consolidados no contienen inexactitudes importantes.

Una auditoría consiste en aplicar procedimientos para obtener evidencias que apoyen las cifras y datos expuestos en los estados financieros consolidados. Los procedimientos son seleccionados por el auditor de acuerdo con su buen juicio, e incluyen una evaluación de los riesgos de que los estados financieros consolidados contengan inexactitudes importantes ya sea por error o fraude. La evaluación abarca los controles internos pertinentes para la preparación y presentación razonable de los estados financieros consolidados a fin de establecer procedimientos de auditoría adecuados a las circunstancias, no para expresar una opinión sobre la eficacia de dichos controles. Una auditoría también incluye una evaluación de las políticas contables aplicadas y las estimaciones hechas por la Dirección, así como la presentación general de los estados financieros consolidados.

Consideramos que nuestra auditoría brinda una base suficiente y adecuada para nuestra opinión.

Opinión

En nuestra opinión, los estados financieros consolidados presentan razonablemente, en todos sus aspectos importantes, la situación financiera de la Compañía al 31 de diciembre de 2010 y de 2009, y los resultados de sus operaciones y sus flujos de efectivo por los ejercicios terminados en esas fechas, de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados de Canadá.

“Firma” Calgary, Canadá Deloitte & Touche LLP 2 de marzo de 2011 Contadores públicos

219

BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS (miles de dólares estadounidenses)

Al 31 de diciembre de 2010 2009

Activos Activo circulante

Efectivo y equivalentes de efectivo $ 723,277 $ 62,975 Cuentas por cobrar (Nota 14) 155,595 47,530 Impuestos sobre la renta por cobrar (Nota 11) 4,259 8,462 Inventario 6,077 1,376

889,208 120,343 Otros activos (Nota 4) 25,398 26,594 Activos de capital (Nota 6) 845,261 573,179 Crédito mercantil (Nota 5) 5,015 -

Activo total $ 1,764,882 $ 720,116

Pasivo y capital contable

Pasivo circulante Cuentas por pagar y pasivo acumulado $ 308,995 $ 106,834 Obligaciones convertibles (Nota 8) -

308,995 183,663 Pasivos por impuestos sobre la renta futuros (Nota 11) 104,427 34,724 Obligaciones convertibles (Nota 8) 441,384 - Obligaciones de retiro de activos (Nota 10) 12,752 6,748

867,558 225,135 Capital contable Obligaciones convertibles (Nota 8) 97,396 10,407 Acciones ordinarias (Nota 7) 301,941 197,709 Superávit aportado (Nota 7) 16,058 7,328 Otra utilidad integral acumulada (Nota 7) 16,024 16,024 Utilidades retenidas 465,905 263,513

897,324 494,981

Total del pasivo y del capital contable $ 1,764,882 $ 720,116

Deuda bancaria (Nota 9) Compromisos (Nota 16) Contingencias (Nota 17)

Véanse las notas adjuntas a estos estados financieros consolidados.

En nombre de la Junta Directiva:

"Firma" "Firma" John D. Wright Kenneth R. McKinnon Presidente de la Junta Directiva Director y Presidente del Comité de Auditoría

220

ESTADOS CONSOLIDADOS DE OPERACIONES Y UTILIDADES RETENIDAS (Miles de dólares estadounidenses, excepto los montos por acción)

Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2010 2009

Ingresos

Petróleo $ 1,048,699 $ 463,655 Regalías (113,416) (42,159) Intereses 1,001 348

936,284 421,844

Gastos

Producción 109,348 58,203 Transporte 88,678 49,743 Petróleo comprado 64,752 - Costos de adquisición (Nota 5) 1,190 - Generales y administrativos 24,402 12,091 Compensación por medio de acciones (Nota 7) 11,274 4,513 Intereses (Nota 8) 25,290 9,809 Pérdida por conversión de divisas 7,153 8,274 Agotamiento, depreciación, e incrementos 270,070 159,609

602,157 302,242

Utilidad antes de impuestos 334,127 119,602

Gastos por impuestos (Nota 11) 94,432 19,456

Utilidad neta 239,695 100,146

Utilidades retenidas al inicio del ejercicio 263,513 177,800

Dividendos en efectivo pagados o declarados (Nota 7) (37,303) - Recompra de acciones ordinarias (Nota 7) - (14,433)

Utilidades retenidas al cierre del ejercicio $ 465,905 $ 263,513

Utilidades básicas por acción (Nota 7) $ 2.41 $ 1.02 Utilidades diluidas por acción (Nota 7) $ 2.29 $ 1.00

Véanse las notas adjuntas a los estados financieros consolidados.

221

(a) ESTADOS CONSOLIDADOS DE UTILIDAD INTEGRAL

(Miles de dólares estadounidenses)


Utilidad neta $ 239,695 $ 100,146

Otra utilidad integral - -

Utilidad integral $ 239,695 $ 100,146


(b) ESTADOS CONSOLIDADOS DE FLUJO DE EFECTIVO (Miles de dólares estadounidenses)


Actividades de operación Utilidad neta $ 239,695 $ 100,146

Agotamiento, depreciación y acumulación 270,070 159,609 Impuestos sobre la renta futuros 59,881 10,251 Aumento de obligaciones convertibles 10,329 4,426 Compensación por medio de acciones 11,274 4,513 Pérdida no realizada por conversión de divisas 1,448 2,588 Amortización de otros activos 5,120 2,291

597,817 283,824

Variaciones fuera del efectivo de capital de trabajo (Nota 15) (14,662) (4,809)

583,155 279,015

Actividades de financiamiento Dividendos pagados (Nota 13) (24,311) - Emisión de acciones ordinarias (Nota 7) 9,581 5,365 Costos de financiamiento (123) (5,421) Recompra de acciones ordinarias (Nota 7) - (18,324) Emisión de obligaciones convertibles, neto de costos

(Nota 8) 533,322 -

Variaciones fuera del efectivo de capital de trabajo (Nota 15) 12,992 -

531,461 (18,380)

Actividades de inversión Gastos por activos de capital (506,433) (280,879) Gastos por otros activos (3,801) (20,696) Adquisición corporativa (Nota 5) (28,797) - Variaciones fuera del efectivo de capital de trabajo

(Nota 15) 84,717 17,260

(454,314) (284,315)

Variación neta del efectivo y equivalentes de efectivo 660,302 (23,680) Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio

62,975 86,655

Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del ejercicio

$ 723,277 $ 62,975

Componentes del efectivo y equivalentes de efectivo: Efectivo $ 1,894 $ 5,121 Equivalentes de efectivo $ 721,383 $ 57,854

222

Información sobre otros flujos de efectivo: Impuestos pagados $ 34,550 $ 9,205 Intereses pagados $ 8,320 $ 5,039 Intereses recibidos $ 870 $ 347


NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

Correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2010 y 2009

(Todas las cifras de las tablas se expresan en miles de dólares estadounidenses, excepto los montos por acción o cuando se indique de otra forma)

NOTA 1 – FORMACIÓN DE LA COMPAÑÍA Y BASES DE PRESENTACIÓN

Petrominerales Ltd. (“Petrominerales” o la “Compañía”) se dedica a la exploración, explotación y producción de petróleo crudo en Colombia y Perú. Petrominerales es una empresa que cotiza en la Bolsa de Valores de Toronto incorporada en Alberta, Canadá. A partir del 31 de diciembre de 2010, la Compañía puso en práctica una reorganización (la “Reorganización”) en virtud de la cual la jurisdicción legal de la sociedad matriz del grupo Petrominerales cambió de Bahamas a Canadá. Además, el anterior accionista mayoritario, Petrobank Energy and Resources Ltd. (“Petrobank”), distribuyó a sus accionistas su participación del 65% en Petrominerales.

Estos estados financieros consolidados fueron elaborados por la Dirección de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados de Canadá (“PCGA”) como se describe en la Nota 2.

NOTA 2 – PRINCIPALES POLÍTICAS CONTABLES

Consolidación

Los estados financieros consolidados comprenden las cuentas de la Compañía y sus subsidiarias en propiedad absoluta correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2010 y 2009, y eliminan las transacciones y saldos entre compañías.

Incertidumbre en las mediciones

Para la preparación de los estados financieros de conformidad con los PCGA, es necesario que la Dirección realice estimaciones e hipótesis que afectan los montos presentados del activo y del pasivo, incluido el de carácter contingente, a la fecha de los balances generales, así como los ingresos, los gastos y los flujos de efectivo durante los períodos presentados. Dichas estimaciones se relacionan principalmente con transacciones pendientes y sucesos ocurridos a la fecha de los estados financieros. Los resultados reales pueden ser diferentes de las estimaciones.

Las estimaciones y supuestos se aplican a las siguientes cantidades y divulgaciones específicamente: (i) los gastos registrados con respecto al agotamiento, la depreciación y la acumulación, así como los montos utilizados para los cálculos de las pruebas de límites, se basan en estimaciones de las reservas de petróleo crudo y los costos futuros necesarios para explotar esas reservas; (ii) la compensación por medio de acciones se basa en la volatilidad prevista y estimaciones de la vida de las opciones; (iii) las obligaciones de retiro de activos se basan en estimaciones de los costos y la oportunidad del abandono, la inflación y las tasas de interés; (iv) la provisión para impuestos sobre la renta se calcula con base en el juicio respecto a la aplicación de la normativa correspondiente y a estimaciones sobre la oportunidad, las probabilidades y la reversión de diferencias temporales entre las bases contables e impositivas del activo y del pasivo; (v) los montos asignados a los activos y pasivos adquiridos de PanAndean se basan en estimaciones del valor justo de los activos de exploración adquiridos; (vi) el componente de capital de las obligaciones convertibles se basa en estimaciones de la volatilidad prevista; y (vii) los montos registrados

223

con respecto a las contingencias se basan en estimaciones de la probabilidad de los resultados, así como en los flujos de efectivo futuros estimados. Estas estimaciones están sujetas a incertidumbre en las mediciones, y sus cambios pueden influir sustancialmente en los estados financieros de períodos futuros.

Activos de capital

Todos los costos relacionados con la adquisición, exploración y desarrollo de propiedades de petróleo crudo se capitalizan e incluyen la compra de terrenos y arrendamientos, los cargos anuales sobre propiedades ociosas, los costos geológicos y geofísicos, y los costos de perforación y equipamiento de pozos productivos e improductivos.

Las ganancias y pérdidas resultantes de la enajenación de propiedades de petróleo crudo no se contabilizan a menos que el abono del producto contra los costos acumulados resulte en un cambio en la tasa de agotamiento de más del 20 por ciento.

Los costos capitalizados se acumulan en los centros de costos nacionales y se agotan y deprecian con el método de unidades de producción, a partir de las reservas probadas estimadas antes de regalías por ingenieros independientes. La Compañía tiene dos centros de costos, Colombia y Perú. Los costos de agotamiento incluyen los costos estimados de explotación de las reservas probadas. Los costos relacionados con propiedades sin explotar se excluyen de la base de agotamiento hasta que se determina si existen o no reservas probadas o si los costos han sufrido deterioro. Para determinar el deterioro, estas propiedades se evalúan por lo menos anualmente.

La depreciación de los activos fijos corporativos y otros se calcula mediante el método de línea recta durante la vida estimada del activo.

Para probar el deterioro, en cada centro de costos se impone un límite al valor en libros de los costos netos capitalizados. La Compañía está obligada a realizar esta prueba de deterioro por lo menos cada año. Cuando el valor en libros de un centro de costos supera los flujos de efectivo netos futuros estimados no descontados que se asocian con las reservas probadas de ese centro, esto puede ser un indicio de pérdida por deterioro. En tal caso, los costos registrados en el balance general superiores a los flujos de efectivo netos futuros no descontados que se asocian con las reservas probadas más las probables del centro de costos se cargan a las partidas de agotamiento, depreciación y acumulación en el estado de operaciones. Las reservas se determinan de conformidad con el Instrumento Nacional 51 101 „„Normas de divulgación para actividades de petróleo y gas‟‟ de la organización Canadian Securities Administrators (Administradores de Valores de Canadá).

La Compañía no capitaliza los gastos generales y administrativos indirectos ni los intereses.

Crédito mercantil

El crédito mercantil es el excedente del precio de compra sobre el valor justo del activo neto identificable que se paga en la adquisición de una empresa. El crédito mercantil se registró al costo y no se ha amortizado. Hay indicios de un deterioro potencial cuando el valor en libros de la unidad informante, incluido el crédito mercantil asignado, es superior a su valor justo. La prueba de deterioro del crédito mercantil se realiza cada año o cuando hay indicios de deterioro, y se mide como el excedente del valor en libros del crédito mercantil asignado a la unidad informante sobre su valor justo, con base en el valor justo implícito del activo y pasivo de la unidad informante. Las pérdidas por deterioro se registran en el estado de operaciones.

Obligaciones de retiro de activo

La Compañía reconoce el valor justo estimado de las obligaciones de retiro futuras asociadas a activos de capital como pasivos en el período en que se incurren, normalmente en el momento de la adquisición o del desarrollo del activo. El valor justo se capitaliza y amortiza durante el mismo período que el activo

224

relacionado. La Compañía estima el pasivo en función de los costos estimados del abandono y rehabilitación de los pozos y los sitios de pozos que se prevé estarán inactivos una vez que expiren los Contratos de Producción Incremental (CPI) el 6 de junio de 2023, o que habrá que abandonar de conformidad con los contratos de exploración. En el cálculo se tienen en cuenta únicamente los pozos y sitios de pozos que la Compañía ha construido, perforado, acondicionado o mejorado. Este cálculo se revisa periódicamente y los ajustes necesarios se realizan de manera prospectiva. Las variaciones en el valor actual neto de las obligaciones de retiro futuras atribuibles al paso del tiempo se contabilizan como gastos de acumulación. Las obligaciones de retiro reales liquidadas durante el período reducen el pasivo por retiro de activo.

Operaciones conjuntas

Dado que la Compañía realiza una parte de sus operaciones de petróleo crudo junto con otros, estos estados financieros reflejan únicamente su participación proporcional en esas actividades.

Constatación de los ingresos

Los ingresos por ventas de petróleo crudo se contabilizan en el momento en que la titularidad se traspasa al cliente. Los ingresos de petróleo incluyen las ventas de petróleo producido y petróleo comprado.

Conversión de divisas

La moneda funcional de la Compañía y sus subsidiarias es el dólar estadounidense. Los activos y pasivos monetarios denominados en otras monedas se convierten al tipo de cambio vigente en la fecha del balance general. Los activos, pasivos, ingresos y gastos no monetarios se convierten al tipo de cambio vigente en la fecha de las transacciones relacionadas. Las diferencias de cambio se incluyen en el cálculo de la utilidad neta como pérdida por conversión de divisas.

Utilidades por acción

La Compañía calcula las utilidades básicas por acción dividiendo la utilidad neta entre el número promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación. La Compañía calcula las utilidades diluidas por acción dividiendo la utilidad neta ajustada a los gastos por intereses sobre las obligaciones convertibles, si son diluibles, entre el número promedio ponderado de las acciones ordinarias diluidas en circulación, el cual se obtiene con el método de las acciones de tesorería. Este método supone que el producto del ejercicio de las opciones de compra de acciones en dinero, las acciones ordinarias diferidas y las acciones de incentivo se utiliza para recomprar acciones ordinarias al precio de mercado promedio durante el período pertinente. El número de acciones ordinarias diluidas en circulación también refleja la dilución probable de las obligaciones convertibles en dinero que se convertirían en acciones ordinarias al inicio del período o en el momento de su emisión.

Compensación por medio de acciones

La Compañía contabiliza la compensación por medio de acciones con el método del valor justo de las opciones de compra de acciones, las acciones ordinarias diferidas y las acciones de incentivo (colectivamente denominadas “Derechos”) otorgadas a consejeros, ejecutivos, empleados y consultores utilizando el modelo de determinación de precios de opciones Black-Scholes. Los gastos de compensación por medio de acciones se contabilizan como tales durante el período de adjudicación, registrando el monto correspondiente en el superávit aportado. Estos gastos se calculan como el valor justo estimado de los Derechos relacionados en la fecha de otorgamiento, amortizado durante el período de adjudicación. Una vez que se ejercen los Derechos, los montos asociados que antes se registraron como superávit aportado se reclasifican en el capital en acciones ordinarias. La Compañía no ha incorporado la proyección de una tasa de caducidad de las opciones de compra de acciones que no se adjudicarán; en cambio, contabiliza las caducadas en el momento en la fecha de caducidad.

225

Impuestos sobre la renta

La Compañía contabiliza los impuestos sobre la renta con el método del pasivo, según el cual registra un activo o pasivo de impuestos sobre la renta futuros para dar cuenta de cualquier diferencia entre su base contable y su base fiscal, aplicando las tasas fiscales prácticamente en vigor. El efecto del activo y el pasivo de impuestos sobre la renta futuros de un cambio en las tasas fiscales se reconoce en la utilidad neta durante el período en que está prácticamente en vigor el cambio. El activo de impuestos sobre la renta futuros sólo se reconoce en la medida en que es más probable que improbable que en el futuro se disponga de ingresos gravables suficientes para que se realice dicho activo.

Obligaciones convertibles

La Compañía registra las obligaciones convertibles en circulación en los componentes de deuda y capital de su balance general. El componente de capital representa el valor justo del derecho de conversión otorgado al tenedor en el momento de la emisión, que permanece igual durante el plazo de las obligaciones relacionadas. El componente de deuda se calcula restando el valor justo del componente de capital del monto de capital de la obligación y los gastos. Esto significa que al componente de deuda de las obligaciones convertibles se le asigna un valor contable inferior al monto de capital por pagar al vencimiento. Durante el plazo de la obligación, el componente de deuda presentado en el balance general se incrementa al valor nominal total de las obligaciones en circulación al vencimiento. La diferencia, el aumento de las obligaciones convertibles, se refleja en los gastos por intereses, y este ajuste representa el rendimiento efectivo del componente de deuda de dichas obligaciones.

El componente de capital de las obligaciones convertibles se incluye en el capital contable en el balance general. Una vez que los tenedores convierten las obligaciones en acciones ordinarias, los componentes de deuda y capital se transfieren al capital en acciones ordinarias.

Efectivo y equivalentes de efectivo

El efectivo y los equivalentes de efectivo incluyen las inversiones altamente líquidas y los depósitos con vencimiento a tres meses o menos cuando se adquieren.

Inventario

El inventario consiste en petróleo crudo en tránsito o en tanques de almacenamiento y se evalúa al costo, con el método del costo promedio ponderado, o al valor neto de realización, el que resulte menor. Los costos incluyen los gastos directos e indirectos incurridos para llevar el petróleo crudo a su condición y ubicación actuales.

Instrumentos financieros

Los instrumentos financieros se evalúan a su valor justo en la fecha de reconocimiento inicial y se clasifican en una de las siguientes cinco categorías: conservados para fines de negociación, préstamos y cuentas por cobrar, inversiones conservadas hasta su vencimiento, activos financieros disponibles para la venta, u otros pasivos financieros.

Las evaluaciones posteriores de los instrumentos financieros se basan en su clasificación inicial. Los activos financieros conservados para fines de negociación se evalúan a su valor justo, cuyas variaciones se registran en la utilidad neta. Los instrumentos financieros disponibles para la venta se evalúan a su valor justo, cuyas variaciones se registran en otra utilidad integral en tanto el instrumento no se discontinúa o deteriora. Las categorías restantes de instrumentos financieros se reconocen al costo amortizado con el método de la tasa de interés real.

En el curso normal de sus actividades, la Compañía está expuesta a riesgos de mercado derivados de las fluctuaciones en los precios del petróleo crudo, los tipos de cambio y las tasas de interés, y puede

226

usar diversos instrumentos para enfrentar estos riesgos. A menos que califiquen para la exención de compraventa normal, todos los contratos de gestión de riesgos se contabilizan en el balance general a su valor justo. Todas las variaciones en el valor justo de estos contratos se contabilizan en la utilidad neta, excepto si se aplica el tratamiento contable de las coberturas de flujo de efectivo, en cuyo caso se registran en otra utilidad integral mientras la transacción cubierta subyacente no se reconoce en la utilidad neta. Toda ineficiencia de la cobertura se contabiliza inmediatamente en la utilidad neta. Puesto que la Compañía decidió no aplicar el tratamiento contable de las coberturas de flujo de efectivo a sus contratos de gestión de riesgos con contrapartes financieras, todas las variaciones en el valor justo se contabilizan en la utilidad neta. El valor justo de los instrumentos financieros se determina con base en cotizaciones de terceros o valuaciones proporcionadas por terceros independientes. Las pérdidas o ganancias realizadas sobre los contratos de gestión de riesgos se reconocen en la utilidad en el período en que ocurren.

El efectivo y los equivalentes de efectivo se clasifican como conservados para fines de negociación y se evalúan a su valor justo, equivalente a su valor en libros. Las cuentas por cobrar se clasifican como préstamos y cuentas por cobrar, que se evalúan al costo amortizado. Las cuentas por pagar y el pasivo acumulado se clasifican como otros pasivos financieros, que se evalúan al costo amortizado.

Las obligaciones convertibles se clasifican como otros pasivos financieros. Tras su emisión, las obligaciones convertibles se clasificaron en los componentes de capital y pasivo financiero en el balance general, a su valor justo. El pasivo financiero, neto de costos de emisión, se presenta acumulado y se incluye en los gastos por intereses durante el plazo de las obligaciones mediante el método de la tasa de interés real.

En el caso de los activos y pasivos financieros que no se clasifican como conservados para fines de negociación, los costos de transacción directamente atribuibles a su adquisición o emisión se evalúan a su valor justo inicialmente reconocido, y se contabilizan como gastos por intereses mediante el método de la tasa de interés real.

NOTA 3 – CAMBIOS EN LAS POLÍTICAS CONTABLES

Pronunciamientos contables recientes

El Accounting Standards Board (Consejo de Normas de Contabilidad) confirmó que la convergencia de los PCGA de Canadá con las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”) entrará en vigor el 1 de enero de 2011. La Compañía ya logró un avance importante en la implementación de su plan de proyecto y prevé completarla dentro del plazo establecido. La Dirección terminará de evaluar en el primer trimestre de 2011 las consecuencias del plan en los estados financieros consolidados de la Compañía.

NOTA 4 – OTROS ACTIVOS

Tarifas para ductos

prepagadas

Cargos diferidos Total otros activos

Saldo al 31 de diciembre de 2008 $ 2,141 $ 516 $ 2,657 Adiciones 20,807 5,421 26,228 Menos: amortización (1,774) (517) (2,291)

Saldo al 31 de diciembre de 2009 21,174 5,420 26,594 Adiciones 3,801 123 3,924 Menos: amortización (3,769) (1,351) (5,120)

Saldo al 31 de diciembre de 2010 $ 21,206 $ 4,192 $ 25,398

Los costos de la inversión en la instalación de descarga de petróleo crudo en Monterrey se tratan como tarifas para ductos prepagadas por los primeros 24 millones de barriles entregados a la instalación.

227

Dichos costos se están amortizando con el método de unidades de producción, que se basa en los barriles de petróleo entregados a la instalación desde que fue puesta en funcionamiento en 2009. Los cargos diferidos son los costos relacionados con la facilidad crediticia garantizada de $150 millones que se está amortizando mediante el método de línea recta durante la vigencia del contrato correspondiente.

NOTA 5 – ADQUISICIÓN CORPORATIVA

El 14 de abril de 2010, Petrominerales adquirió el 100% de las acciones emitidas y en circulación de PanAndean Resources plc (“PanAndean”) por $29.6 millones en efectivo, a manera de un esquema de arreglo conforme a la legislación del Reino Unido. En la fecha de adquisición, PanAndean cotizaba en la bolsa AIM con propiedades en la etapa de exploración en Colombia y Perú. Esta adquisición tuvo por objeto facilitar la estrategia de Petrominerales de aumentar su presencia en Perú aprovechando los terrenos existentes en la Cuenca Ucayali. Así, el crédito mercantil consiste en gran medida en el beneficio estratégico que una mayor presencia en dicha cuenca reportará a la Compañía. No se prevé ninguna deducción del impuesto sobre la renta por el crédito mercantil registrado. Los costos de $1.2 millones incurridos por la adquisición se cargaron a gastos en el estado de operaciones.

El estado de operaciones incluye los resultados operativos de PanAndean desde el 14 de abril de 2010. Estos montos no se han informado por separado debido a que son insignificantes porque PanAndean no produce ni tiene ingresos.

La transacción se contabilizó con el método de compra, según el cual los activos adquiridos y los pasivos asumidos, excluyendo el crédito mercantil, se registran a su valor justo. El siguiente cuadro resume los activos adquiridos reconocidos y la contraprestación transferida por la adquisición.

Contraprestación pagada, neta de efectivo adquirido Monto

Efectivo pagado $ 29,555 Efectivo adquirido (758)

Contraprestación total pagada, neta de efectivo adquirido $ 28,797

Activo adquirido y pasivo asumido Monto

Activo financieros netos $ 199 Activos de capital 31,957 Crédito mercantil 5,015 Pasivos de impuestos sobre la renta futuros (8,374)

Total de activo neto adquirido $ 28,797

NOTA 6 – ACTIVOS DE CAPITAL

31 de diciembre de 2010 Costo Depreciación y agotamiento acumulados

Valor neto en libros

Activos de petróleo crudo $ 1,421,004 $ 588,965 $ 832,039 Corporativos y otros 19,637 6,415 13,222

$ 1,440,641 $ 595,380 $ 845,261

31 de diciembre de 2010 Costo Depreciación y agotamiento acumulados


Activos de petróleo crudo $ 880,509 $ 320,244 $ 560,265 Corporativos y otros 16,490 3,576 12,914

$ 896,999 $ 323,820 $ 573,179

228

A 31 de diciembre de 2010, los activos de petróleo crudo incluían $202.8 millones ($84.7 millones en 2009) relacionados con propiedades no probadas que se han excluido del cálculo de agotamiento. La mayor parte de las propiedades no probadas se encuentran en Colombia, con excepción de $50.2 millones ($11.3 millones en 2009) en Perú. Al 31 de diciembre de 2010, los activos importantes de la Compañía en Perú estaban constituidos por propiedades no probadas y por los $5.0 millones de crédito mercantil resultantes de la adquisición de PanAndean.

Con respecto a las reservas probadas, un cálculo de prueba de deterioro que se realizó para el centro de costos de Colombia al 31 de diciembre de 2010 arrojó flujos de efectivo netos futuros estimados no descontados superiores a los valores en libros. Para determinar dichos flujos, la Compañía utilizó los siguientes precios de referencia:

Año Petróleo crudo WTI (1) – $/bbl

2011 88.00 2012 90.78 2013 93.64 2014 96.57 2015 99.58 Variación porcentual de la inflación posterior 2.0% (1)

Los precios reales utilizados en las pruebas de deterioro se ajustaron a los diferenciales de calidad y los costos de transporte y comercialización del petróleo crudo específicos de las operaciones de la Compañía.

NOTA 7 – CAPITAL EN ACCIONES

Autorizado

La Compañía está autorizada para emitir un número ilimitado de acciones ordinarias sin valor nominal.

Acciones ordinarias

Relación de acciones ordinarias Número Monto

Saldo al 31 de diciembre de 2008 99,399,431 194,859 Acciones ordinarias recompradas y canceladas (1,991,000) (3,891) Opciones de compra de acciones ejercidas 1,224,786 5,365 Acciones ordinarias diferidas ejercidas (22,300) - Transferencia del superávit aportado en relación

con opciones de compra de acciones, acciones ordinarias diferidas y acciones de incentivo ejercidas

- 1,376

Saldo al 31 de diciembre de 2009 98,610,917 197,709 Opciones de compra de acciones ejercidas 1,764,899 9,577 Acciones ordinarias diferidas ejercidas 25,625 1 Acciones de incentivo ejercidas 2,947 - Emisión de acciones en función de los dividendos

atribuibles a las acciones ordinarias diferidas ejercidas 123 3

Obligaciones convertibles convertidas 2,987,367 92,107 Transferencia del superávit aportado en relación

con opciones de compra de acciones, acciones ordinarias diferidas y acciones de incentivo ejercidas

- 2,544

Saldo al 31 de diciembre de 2010 103,391,878 $ 301,941

Oferta de compra normal por parte del emisor

229

En 2009, la Compañía recompró 1,991,000 acciones ordinarias conforme a una oferta de compra normal por parte del emisor (NCIB, por sus siglas en inglés), a un costo promedio de $9.20 (CAN$10.94) cada una, es decir, un costo total de $18.3 millones. Todas las acciones ordinarias así adquiridas se cancelaron.

Superávit aportado

Cambios en el superávit aportado Monto

Saldo al 31 de diciembre de 2008 $ 4,191 Compensación por medio de acciones 4,513 Transferencia a acciones ordinarias en relación con opciones de compra

de acciones ejercidas (1,376)

Saldo al 31 de diciembre de 2009 $ 7,328 Compensación por medio de acciones 11,274 Transferencia a acciones ordinarias en relación con opciones de compra

de acciones ejercidas (2,544)

Saldo al 31 de diciembre de 2010 $ 16,058

Otra utilidad integral acumulada

En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2010 y 2009 no hubo ningún cambio en el rubro de otra utilidad integral acumulada.

Dividendos

A principios del segundo trimestre de 2010, Petrominerales empezó a pagar un dividendo trimestral de CAN$0.125 por acción. El total de dividendos declarados fue de $37.3 millones, de los cuales se pagaron $24.3 millones antes del 31 de diciembre de 2010 ($0 en 2009).


La Compañía ha implementado un plan de opciones de compra de acciones para consejeros, ejecutivos, empleados y consultores que permite emitir hasta el 10 por ciento de sus acciones en circulación, menos las acciones ordinarias reservadas con arreglo a otros planes corporativos de compensación por medio de acciones, por ejemplo, de acciones ordinarias diferidas y acciones de incentivo. El precio de ejercicio no puede ser inferior al precio de mercado de las acciones de la Compañía en la fecha de otorgamiento. Si bien la Junta Directiva establece los términos de las opciones, éstas generalmente se adquieren en partes iguales en el curso de un período de cuatro años a partir de la fecha de otorgamiento y expiran entre 5 y 10 años después de esa fecha.

En seguida se presenta una relación de las opciones de compra de acciones en circulación:

2010 2009



ponderado (CAN$)



ponderado (CAN$)

Al inicio 6,046,182 7.98 6,192,723 6.11 Otorgadas 2,823,300 27.27 1,389,684 13.06 Ejercidas (1,764,899) 5.51 (1,224,786) 4.78 Caducadas y canceladas (339,431) 11.92 (311,439) 6.15

Al cierre 6,765,152 16.47 6,046,182 7.98

230

El siguiente cuadro resume la información sobre las opciones de compra de acciones al 31 de diciembre de 2010:

Opciones de compra de acciones en circulación Opciones de compra de acciones ejercitables

Variación de precios de ejercicio (CAN$)

Número Vigencia contractual promedio

ponderada (años)


ponderado (CAN$)

Número Precio de ejercicio promedio

ponderado (CAN$)

3.11 – 4.50 1,206,480 4.00 4.25 633,230 4.16 4.51 – 10.00 1,414,324 3.26 7.76 264,879 7.60

10.01 – 15.00 810,685 4.96 12.30 130,401 12.22 15.01 – 25.00 978,413 5.98 20.01 49,476 18.04 25.01 – 28.00 1,569,110 5.80 26.92 - - 28.01 – 33.54 786,140 4.54 29.95 - -

6,765,152 4.73 16.47 1,077,986 6.62

Plan de acciones ordinarias diferidas

La Compañía ha implementado un plan de acciones ordinarias diferidas en virtud del cual los consejeros, ejecutivos y empleados pueden recibir una acción ordinaria a cambio del pago de CAN$0.05 por acción. Las acciones ordinarias diferidas son adquiridas por los beneficiarios al cabo de tres años o cuando dejan la Compañía, y expiran a los 10 años de la fecha de otorgamiento. En el marco de este plan se ha aprobado la emisión de hasta 500,000 acciones ordinarias diferidas.

Variaciones en las acciones ordinarias diferidas en circulación Número

Saldo al 31 de diciembre de 2008 39,263 Otorgadas 58,581

Saldo al 31 de diciembre de 2009 97,844 Otorgadas 59,171 Ejercidas (25,625)

Saldo al 31 de diciembre de 2010 131,390

Plan de compra de acciones de incentivo

La Compañía estableció un plan de acciones de incentivo que permite a los consejeros, ejecutivos y empleados, recibir una acción ordinaria mediante el pago del precio de ejercicio de CAN$0.05 por acción una vez adjudicada. Si bien la Junta Directiva establece los términos de las acciones de incentivo, éstas generalmente se adquieren en partes iguales en el curso de un período de cuatro años a partir de la fecha de otorgamiento y expiran entre 5 y 10 años después de esa fecha. En el marco de este plan se ha aprobado la emisión de hasta 3 millones de acciones de incentivo.

Variaciones en las acciones de incentivo en circulación Número

Saldo al 31 de diciembre de 2008 - Otorgadas 34,130

Saldo al 31 de diciembre de 2009 34,130 Otorgadas 838,036 Ejercidas (2,947) Caducadas y canceladas (16,600)


231

Al 31 de diciembre de 2010, existían 142,150 acciones de incentivo ejercitables (0 en 2009) con una vigencia contractual promedio de 9 años (10 años en 2009).

Compensación por medio de acciones

El valor justo de las opciones de compra de acciones, las acciones ordinarias diferidas y las acciones de incentivo otorgadas se estimó en la fecha de otorgamiento respectiva mediante el modelo de evaluación del precio de las opciones de Black-Scholes, partiendo de los siguientes supuestos:


Tasa de interés libre de riesgo 2.25% 1.75% – 2.25% Tipo de dividendos 1.50% - Vigencia prevista de las opciones (años) 3.0 – 4.0 3.0 – 4.0 Vigencia prevista de las acciones ordinarias diferidas (años)

8 8

Vigencia prevista de las acciones de incentivo (años) 4 4 Volatilidad prevista 27.5% – 42.5% 37.5% – 42.5% Valor justo de las opciones de compra de acciones otorgadas

$ 6.93 $ 3.64

Valor justo de las acciones ordinarias diferidas otorgadas

$ 27.63 $ 9.29

Valor justo de las acciones de incentivo otorgadas $ 24.77 $ 16.30

Los gastos de compensaciones por medio de acciones correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2010 sumaron $11.3 millones ($4.5 millones en 2009).

Utilidades por acción

El siguiente cuadro presenta el número promedio ponderado de las acciones ordinarias considerado para calcular las utilidades básicas y diluidas por acción.


Ajustes a la utilidad neta Utilidad neta básica 239,695 100,146

Gastos por intereses sobre obligaciones convertibles

8,785 -(1)

Utilidad neta diluida 248,480 100,146

Ajustes a las acciones ordinarias promedio ponderadas Acciones ordinarias promedio ponderadas en circulación, básicas

99,575,620 98,378,521

Efecto de las opciones de compra de acciones, las acciones ordinarias diferidas y las acciones de incentivo

2,975,029 1,609,888

Efecto de las obligaciones convertibles 6,019,129 -(1)

Acciones ordinarias promedio ponderadas en circulación, diluidas

108,569,778 99,988,409

(1) Las obligaciones convertibles tuvieron un carácter antidilusivo durante el ejercicio terminado el

31 de diciembre de 2009.

NOTA 8 – OBLIGACIONES CONVERTIBLES


232

Las obligaciones convertibles de 2010 originalmente se emitieron el 6 de diciembre de 2007, por un monto de $100 millones. En 2008 la Compañía recompró $18.3 millones del valor del principal de las mismas. En la fecha de vencimiento, el 6 de diciembre de 2010, las obligaciones convertibles remanentes, por un monto de capital de $81.7 millones, se convirtieron en 2,987,367 acciones ordinarias a la tasa contractual de conversión de US$27.3485 por acción. En la fecha de conversión, los componentes de capital de las obligaciones convertibles, que sumaban $92.1 millones, se transfirieron al capital en acciones. La acumulación registrada en 2010 con respecto a estas obligaciones ascendió a $4.9 millones ($4.4 millones en 2009).


El 25 de agosto de 2010, Petrominerales emitió $550 millones de obligaciones convertibles con vencimiento el 25 de agosto de 2016. Las obligaciones son convertibles en acciones ordinarias de Petrominerales, con un precio de conversión de US$34.746 por acción, sujeto al ajuste en función de los dividendos, y con un cupón anual de 2.625%. Una vez convertidas, se puede emitir un total de 15,828,978 acciones ordinarias, sin embargo la Compañía puede pagar las obligaciones en efectivo. Además, los obligacionistas tienen el derecho de opción de venta, una única vez, mediante el pago anticipado de las obligaciones al 100% de su valor nominal más los intereses acumulados al 25 de agosto de 2013, ejercitable dentro de los 30 días comprendidos entre el 10 de junio y el 10 de julio de ese año. Las obligaciones se han clasificado como un pasivo neto del valor justo de la característica de conversión, u opción de compra, que se ha clasificado como capital contable. Después de su emisión, $435.9 millones se clasificaron como pasivo y los $97.4 millones restantes, como capital. La porción correspondiente al pasivo se incrementará proporcionalmente al saldo de capital al vencimiento. El incremento y los intereses pagados se contabilizan como gastos por intereses en el estado de operaciones. Si las obligaciones son convertidas en acciones ordinarias, la porción relativa del valor de la característica de conversión incluida en el capital contable se reclasifica en el capital en acciones ordinarias junto con los montos de capital convertidos.

El siguiente cuadro resume la atribución de las obligaciones convertibles al 31 de diciembre de 2010:

Monto

Producto bruto $550,000 Costos (16,678)

Producto neto 533,322 Valor justo del componente de capital después de la emisión 97,396

Monto atribuido al componente de pasivo después de la emisión 435,926 Acumulación 5,458

Saldo del componente de pasivo al 31 de diciembre de 2010 $441,384

Gastos por intereses

Desglose de los gastos por intereses:


Intereses en efectivo y cargos contingentes $ 13,610 $ 4,866 Acumulación de obligaciones convertibles 10,329 4,426 Amortización de costos de financiamiento diferidos 1,351 517

Gastos por intereses $ 25,290 $ 9,809

NOTA 9 – DEUDA BANCARIA

Al 31 de diciembre de 2010, la Compañía tenía una facilidad crediticia de $150 millones sin utilizar, la cual está garantizada con la totalidad de sus activos, se revisa semestralmente junto con el prestamista y expira el 30 de diciembre de 2013.

233

La Compañía también tiene líneas de crédito disponibles en Colombia por un total $32.9 millones. Los anticipos cubiertos por la facilidad crediticia están respaldados por un pagaré otorgado por la Compañía.

Al 31 de diciembre de 2010, la Compañía tenía cartas de crédito activas por un total de $25.4 millones para garantizar compromisos de trabajo relacionados con bloques de exploración. La mayor parte de las cartas de crédito han sido emitidas contra la línea de crédito operativa en Colombia, lo que reduce los montos disponibles en virtud de la facilidad crediticia.

NOTA 10 – OBLIGACIONES DE RETIRO DE ACTIVOS

La Dirección calculó las obligaciones futuras de retiro de activos basándose en los costos estimados de rehabilitación y abandono de pozos, sitios de pozos y ciertas instalaciones en función de sus requisitos contractuales.

Las obligaciones de retiro de activos sufrieron los siguientes cambios:


Obligaciones de retiro de activos al inicio del ejercicio $ 6,748 $ 5,412 Obligaciones incurridas 5,388 1,132 Gastos de acumulación 759 508 Cambio en las estimaciones (143) (304)

Obligaciones de retiro de activos al cierre del ejercicio $ 12,752 $ 6,748

Las obligaciones se calcularon a una tasa de inflación de cuatro por ciento y se descontaron a una tasa libre de riesgo ajustada al crédito del nueve por ciento anual. Se prevé que la mayoría de estas obligaciones se paguen antes de la terminación del Contrato de Producción Incremental (“CPI”) relacionado, dentro de unos 13 a 20 años, y que se financien con los recursos generales de la Compañía disponibles en el momento de la liquidación. Al 31 de diciembre de 2010, el monto total no descontado de los flujos de efectivo estimados para pagar las obligaciones es de $86.8 millones ($38.1 millones en 2009). La tasa libre de riesgo ajustada al crédito correspondiente a las obligaciones de 2010 incurridas fue del 9 por ciento (la misma que en 2009).

NOTA 11 – IMPUESTOS

La provisión para impuestos sobre la renta de 2010 y 2009 difiere del monto que se habría proyectado si se hubieran aplicado las tasas fiscales corporativas reglamentarias de Colombia a la utilidad antes de impuestos. Las razones principales de esta diferencia son las siguientes:


Utilidad antes de impuestos $ 334,127 $ 119,602 Tasa fiscal reglamentaria en Colombia 33.0% 33.0% Gastos fiscales previstos $ 110,262 $ 39,468 Aumento (disminución) de la provisión para impuestos sobre la renta resultante de:

Gastos no deducibles 1,492 5,830 Aumento de reservas para impuestos colombianos (21,432) (28,475) Compensación por medio de acciones 3,720 1,489 Cambio en las estimaciones y otros 390 1,144

Gastos por impuestos sobre la renta corrientes y futuros

94,432 19,456

Compuestos por: Gastos por impuestos sobre la renta corrientes 32,432 7,336 Gastos por impuestos sobre la renta futuros 59,881 10,251

92,313 17,587 Impuestos sobre el capital 2,119 1,869

234

Gastos por impuestos $ 94,432 $ 19,456

La utilidad antes de impuestos de la Compañía está sujeta a los impuestos sobre la renta colombianos a una tasa reglamentaria de 33 por ciento. Los impuestos sobre el capital se basan en los niveles de éste en Colombia.

A continuación se muestran los componentes del activo y pasivo de impuestos sobre la renta futuros de la Compañía que se derivan de diferencias temporales:

Al 31 de diciembre de 2010 2009 Activos de

impuestos sobre la renta

futuros

Pasivos de impuestos

sobre la renta futuros

Activos de impuestos sobre la renta futuros

Pasivos de impuestos sobre la renta futuros

Quebrantos trasladables $ 590 $ - $ 650 $ - Activos de capital - 116,199 - 40,077 Obligaciones por retiro de activos

4,208 - 2,172 -

Provisiones y otros 6,974 - 2,531 -

11,772 116,199 5,353 40,077 Reserva para valuación - - - -

Pasivo de impuestos sobre la renta futuros $ - $ (104,427) $ - $ (34,724)

Al 31 de diciembre de 2010, las pérdidas no relacionadas con capital incurridas en Colombia totalizaron $1.7 millones, que se pueden trasladar indefinidamente.

NOTA 12 – OPERACIONES CON PARTES RELACIONADAS

Antes del 31 de diciembre de 2010, la Compañía era parte de un Contrato de Servicios de Gestión con Petrobank, según el cual Petrobank proporcionaba ciertos servicios que incluían apoyo administrativo, legal, financiero, de tesorería, contable, de tecnología de información, de recursos humanos, y espacio de oficina para los empleados de Petrominerales ubicados en Calgary, Alberta. La remuneración mensual por los servicios se basaba en un monto negociado que representaba el valor justo de los mismos. Los montos relacionados con dicho contrato que se pagaron a Petrobank durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010 sumaron $1.6 millones ($1.3 millones en 2009) y se contabilizaron como gastos generales y administrativos.

NOTA 13 – GESTIÓN DE CAPITAL

Una política de la Compañía consiste en mantener una base de capital sólida con miras a flexibilizar el desarrollo de sus negocios y conservar la confianza de los inversionistas, los acreedores y el mercado.

Asimismo, gestiona su estructura de capital y efectúa ajustes en respuesta a los cambios en las condiciones económicas y las características de riesgo de los activos subyacentes. La Compañía procura que su estructura de capital incluya capital en acciones ordinarias, obligaciones convertibles, deuda bancaria y superávit de capital de trabajo (una medición fuera del marco PCGA definida como cuentas por pagar y pasivo acumulado menos activo circulante). A fin de mantener o ajustar dicha estructura, periódicamente emite acciones ordinarias u otros valores, vende activos o ajusta sus gastos de capital en función de los niveles de deuda corrientes y proyectados.

235


Deuda bancaria (1)

$ - $ -

Superávit de capital de trabajo $ 580,213 $ 13,509

Obligaciones convertibles – monto de capital (2)

$ 550,000 $ 81,700

Capital en acciones ordinarias $ 301,941 $ 197,709

(1) Petrominerales tiene una línea de crédito rotativa, con una base de empréstito de $150 millones

no utilizada y una línea de crédito operativo en Colombia por un monto de $32.9 millones.

(2) Las obligaciones vencen el 25 de agosto de 2016, son convertibles en acciones ordinarias, o su

equivalente de efectivo, a $34.746 cada una y tienen un cupón anual de 2.625 por ciento, pagadero semestralmente en efectivo o en acciones ordinarias.

La Compañía se mantiene atenta al apalancamiento y ajusta su estructura de capital basándose en la relación entre deuda neta y flujo de efectivo de las operaciones antes de capital de trabajo no monetario. Calcula esta relación como deuda neta, una medición fuera del marco PCGA que la Compañía define como deuda bancaria activa más el monto de capital de las obligaciones convertibles, a menos que lo sean en dinero, y deficiencia de capital de trabajo, dividida entre el flujo de efectivo de las operaciones antes de cambios en el capital de trabajo no monetario correspondiente al último trimestre calendario, anualizado. Al 31 de diciembre de 2010, la deuda neta era negativa dado que la Compañía tenía un superávit de capital de trabajo. Petrominerales utiliza esta relación como un indicador básico del apalancamiento de la Compañía y para mantener un balance general sólido. A efecto de facilitar el manejo de esta relación, la Compañía prepara presupuestos anuales y los actualiza cuando es necesario conforme a ciertos factores, que incluyen los precios corrientes y proyectados del petróleo crudo, los cambios en la estructura de capital, la ejecución del plan de negocios de la Compañía y las condiciones generales del sector. El presupuesto anual se somete a la aprobación de la Junta Directiva y se revisa y actualiza cada vez que se requiere.

La Compañía cumple con las disposiciones de sus contratos sobre obligaciones convertibles y líneas de crédito. Las estipulaciones financieras de la línea de crédito exigen el mantenimiento de una relación entre deuda bancaria y utilidades de doce meses continuos antes de intereses, impuestos, agotamiento, depreciación y amortización menor de 3.0 veces, y de una relación corriente mayor de 1.0 veces (activo circulante dividido entre pasivo circulante menos deuda bancaria sin utilizar). Las estipulaciones financieras de las obligaciones convertibles de la Compañía exigen que se mantenga una relación entre patrimonio y total de activos de 30 por ciento como mínimo, y que el monto de las garantías y gravámenes sobre sus activos se limite al 35 por ciento del valor en libros del total de activos.

A principios del segundo trimestre de 2010, Petrominerales empezó a pagar un dividendo trimestral de CAN$0.125 por acción. El monto total de dividendos declarados fue de $37.3 millones, de los cuales se pagaron $24.3 millones antes del 31 de diciembre de 2010 ($0 en 2009). La estrategia de Petrominerales consiste en producir dividendos razonables para los accionistas y a la vez ejecutar un plan operativo de exploración orientado al crecimiento acumulativo.

NOTA 14 – INSTRUMENTOS FINANCIEROS Y GESTIÓN DEL RIESGO FINANCIERO

La Compañía está expuesta a los siguientes riesgos por el uso de instrumentos financieros: riesgo de crédito, riesgo de liquidez y riesgo de mercado. Esta nota presenta información sobre la exposición de la Compañía a cada uno de esos riesgos, así como las políticas y procesos que utiliza para evaluarlos y gestionarlos y con qué fines.

La Junta Directiva es la principal responsable de establecer y supervisar el marco de gestión del riesgo financiero de la Compañía, y da seguimiento a las actividades de gestión de riesgos. La Compañía

236

identifica y analiza los riesgos a que está expuesta y puede utilizar instrumentos financieros para mitigarlos.

Riesgo de crédito

La producción de petróleo crudo se vende, a precios de mercado ajustados a diferenciales de calidad, a cinco contrapartes principales. La mayor parte se vende a Ecopetrol, la empresa petrolera estatal de Colombia, y el resto a cuatro empresas petroleras internacionales. Generalmente la exposición crediticia máxima de la Compañía a sus clientes es de dos meses de ingresos por ventas, salvo en el mes de producción de diciembre, ya que las ventas de noviembre y parte de las de diciembre de nuestro principal comprador de petróleo se reciben antes del fin de año. La Compañía no prevé ningún incumplimiento de ninguna de sus contrapartes. Además, en 2010 redujo su riesgo de crédito frente a ciertas contrapartes por medio de seguros de crédito.

A continuación se presenta un desglose de las cuentas por cobrar de la Compañía:


Clientes de petróleo crudo $ 144,563 $ 37,712 Otras cuentas por cobrar 11,032 9,818

Total $ 155,595 $ 47,530

Las cuentas por cobrar a clientes de petróleo crudo normalmente se cobran unos 45 días después del mes de producción. La política de la Compañía para mitigar el riesgo de crédito asociado a estos saldos consiste en establecer relaciones de comercialización con grandes compradores, negociar el pago anticipado y obtener garantías o seguros de crédito, o ambos. Históricamente, la Compañía no ha experimentado ningún problema de cobranza con sus clientes de petróleo crudo.

El efectivo y los equivalentes de efectivo consisten en saldos bancarios en efectivo y depósitos a corto plazo con vencimiento menor de 90 días. La Compañía gestiona su exposición crediticia relacionada con inversiones a corto plazo seleccionando a las contrapartes de acuerdo con sus calificaciones crediticias, da seguimiento a todas las inversiones a fin de asegurar un rendimiento estable, y evita las entidades de inversión complejas, que representan un mayor riesgo --por ejemplo, las de papel comercial respaldado por activos.

El valor en libros de las cuentas por cobrar y el efectivo y los equivalentes de efectivo representan la máxima exposición crediticia. Al 31 de diciembre de 2010, la Compañía no tiene constituida una reserva o provisión para cuentas de dudosa recuperación; y durante los años terminados el 31 de diciembre de 2010 y 2009 no se vio obligada a cancelar en libros ninguna cuenta por cobrar.

A continuación se muestran los vencimientos de las cuentas por cobrar de la Compañía:


No vencidas (menos de 45 días) $ 148,166 $ 45,652 Vencidas entre 0-30 días 698 77 Vencidas entre 31-120 días 3,069 1,801 Vencidas > 120 días 3,662 -

Total $ 155,595 $ 47,530

Riesgo de Liquidez

El riesgo de liquidez es el riesgo de que la Compañía no pueda cumplir con sus obligaciones financieras a su vencimiento. La Compañía gestiona la liquidez a modo de asegurarse, con medios razonables, que sea suficiente para cumplir con sus obligaciones a su vencimiento, ya sea en condiciones normales o inusuales, sin incurrir en pérdidas inaceptables o poner en riesgo sus objetivos de negocios. Al 31 de

237

diciembre de 2010, la Compañía registró saldos de efectivo por un total de $723.3 millones, que le brindan una gran liquidez.

La Compañía prepara presupuestos de gastos de capital anuales, les da seguimiento con regularidad y los actualiza cuando es necesario. La producción de petróleo crudo se supervisa diariamente con el objeto de calcular el flujo de efectivo corriente, y los gastos de capital se controlan mediante autorizaciones de gastos de los proyectos. Para facilitar el programa de gastos de capital, la Compañía tiene una línea de crédito basado en una reserva rotativa, como se indica en la Nota 9, que el prestamista revisa por lo menos semestralmente. Asimismo, la Compañía trata de hacer coincidir su ciclo de pagos con el cobro de ingresos de petróleo crudo. Al 31 de diciembre de 2010, no se ha utilizado la línea de crédito ya que los saldos de efectivo y los niveles de producción le han proporcionado a la Compañía fondos suficientes para ejecutar su programa de gastos de capital y sufragar todos los demás gastos.

El siguiente cuadro presenta los vencimientos contractuales de los pasivos financieros al 31 de diciembre de 2010:


Cuentas por pagar y pasivo acumulado $308,995 $308,995 $- $- Cartas de crédito 25,399 9,998 15,401 - Obligaciones convertibles – capital 550,000 - - 550,000

Total $884,394 $318,993 $15,401 $550,000

Riesgo de mercado

El riesgo de mercado es el riesgo de que los cambios en los factores de mercado, tales como los tipos de cambio, los precios de los productos básicos y las tasas de interés, afecten los flujos de efectivo, la utilidad neta, la liquidez o el valor de los instrumentos financieros de la Compañía. La gestión del riesgo de mercado tiene por objeto mitigar las exposiciones a éste cuando se considera necesario y maximizar los rendimientos.

La Compañía puede usar diversos instrumentos derivados para enfrentar el riesgo de mercado. La Junta Directiva revisa periódicamente los resultados de todas las actividades de gestión de riesgos y posiciones en circulación.

Riesgo de divisas

El riesgo de divisas es el riesgo de que el valor justo o los flujos de efectivo futuros de un instrumento financiero fluctúen a causa de variaciones en los tipos de cambio. La Compañía está expuesta a estas variaciones debido a que algunos de sus gastos están denominados en pesos colombianos y dólares canadienses. Al 31 de diciembre de 2010, si el dólar estadounidense hubiera registrado un alza de 5% frente al peso colombiano y todas las demás variables se hubieran mantenido constantes, la cifra correspondiente a la utilidad neta y otra utilidad integral del ejercicio habría resultado $14.2 millones arriba ($5.0 millones arriba en 2009), principalmente debido al pasivo de impuestos sobre la renta futuros y las cuentas por pagar denominadas en pesos.

Al año terminado el 31 de diciembre de 2010, la Compañía no tenía ningún contrato de divisas a término.

Riesgo de precios de los productos básicos

El riesgo de precios de los productos básicos es el riesgo de que las variaciones en estos precios causen fluctuaciones en el valor justo o los flujos de efectivo futuros de un instrumento financiero. Las variaciones importantes de los precios de los productos básicos también pueden afectar la base de

238

empréstitos de la Compañía en el marco de su línea de crédito con garantía. La reducción de dichos precios puede mermar la capacidad de la Compañía para reunir capital. Los sucesos económicos internacionales que determinan los niveles de oferta y demanda influyen en los precios del petróleo crudo. Si en el año terminado el 31 de diciembre de 2010, el petróleo West Texas Intermediate (WTI) se hubiera cotizado un dólar arriba por barril y todas las demás variables se hubieran mantenido constantes, la cifra correspondiente a la utilidad neta y otra utilidad integral del ejercicio habría resultado $10.7 millones arriba. Periódicamente, la Compañía intenta mitigar el riesgo de precios de los productos básicos mediante el uso de instrumentos financieros derivados. Una política de la Compañía es celebrar únicamente contratos de productos básicos que considera adecuados hasta por un máximo del 50% de sus volúmenes de producción proyectados. En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2010 y 2009, la Compañía no tenía vigente ningún contrato de gestión de riesgos.

Riesgo de tasas de interés

El riesgo de tasas de interés es el riesgo de que el valor justo o los flujos de efectivo futuros de un instrumento financiero fluctúen debido a variaciones en las tasas de interés de mercado. La Compañía está expuesta al riesgo de flujo de efectivo de tasas de interés en su deuda bancaria a tasa de interés flotante, en la medida en que la utilice, debido a las fluctuaciones en las tasas de interés de mercado y el riesgo de precio de las tasas de interés sobre las obligaciones convertibles a tasa fija. El resto de sus activos y pasivos financieros no está expuesto al riesgo de tasas de interés. Actualmente la Compañía no tiene una sensibilidad significativa a las tasas de interés.

Al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2010, la Compañía no tenía ningún contrato de intercambio de tasas de interés o financiero.

Clasificación, evaluación y valor justo de los instrumentos financieros

Los instrumentos financieros de la Compañía consisten en efectivo y equivalentes de efectivo, cuentas por cobrar, cuentas por pagar y pasivo acumulado, deuda bancaria y obligaciones convertibles en el balance general. A continuación se indican el valor en libros, el valor justo y los gastos por intereses de estos instrumentos financieros al 31 de diciembre de 2010, por categoría:

Instrumento financiero Valor en libros Valor justo Gastos por intereses

Activos conservados para fines de negociación

Efectivo y equivalentes de efectivo (1)

723,277 723,277 - Préstamos y cuentas por cobrar 155,595 155,595 -

Cuentas por cobrar Otros pasivos

Cuentas por pagar y pasivo acumulado

308,995 308,995 -

Deuda bancaria - - 7,142(2)

Obligaciones convertibles 441,384 634,563

(3) 18,148

(4)

(1) El rendimiento real de los equivalentes de efectivo al 31 de diciembre de 2010 fue de 0.31%.

(2) Se incluye en los gastos por intereses en el estado de operaciones. Incluye intereses,

compromisos y otros cargos relacionados con líneas de crédito y la amortización de costos de financiamiento diferidos de $1.4 millones con respecto a la deuda bancaria de la Compañía.

(3) Debido a la falta de información sobre las negociaciones activas, es difícil evaluar de una manera

fiable el valor justo de los componentes de deuda y de capital de las obligaciones convertibles. La Compañía estimó el valor justo de las obligaciones convertibles basándose en transacciones de mercado recientes. Al 31 de diciembre de 2010, el monto de capital de las obligaciones convertibles era de $550 millones.

239

(4) Se incluye en los gastos por intereses en el estado de operaciones. El rendimiento real de las

obligaciones convertibles es de 6.84%.

Petrominerales clasifica el valor justo de estas transacciones de acuerdo con la siguiente jerarquía, que se basa en los datos de mercado observables utilizados para valuar el instrumento.

Nivel 1 – Cotizaciones de mercado disponibles en mercados activos para activos o pasivos idénticos a la fecha del informe correspondiente. Los mercados activos son aquellos en que las transacciones ocurren con la frecuencia y el volumen suficientes para proporcionar continuamente información sobre precios.

Nivel 2 – La información sobre precios difiere de las cotizaciones de mercados activos que se indican en el nivel 1. Los precios clasificados en el nivel 2 son directa o indirectamente observables a la fecha del informe correspondiente. Las valuaciones del nivel 2 se basan en información que incluye cotizaciones a término de productos básicos, valor especulativo y factores de volatilidad, que en su mayor parte se pueden observar o corroborar en el mercado.

Nivel 3 – Las valuaciones de este nivel son aquellas que contienen información sobre el activo o el pasivo que no se basa en datos observables del mercado.

Los instrumentos financieros de la Compañía se evalúan con arreglo a esta jerarquía de valor justo. El efectivo y los equivalentes de efectivo se clasifican en el nivel 1. La evaluación de la importancia de determinada información para determinar el valor justo requiere buen juicio y puede afectar la clasificación de los instrumentos financieros en esta jerarquía.

La deuda bancaria genera intereses a tasa flotante, por lo que su valor justo se aproxima a su valor en libros. Debido a la naturaleza a corto plazo del efectivo y los equivalentes de efectivo, las cuentas por cobrar y las cuentas por pagar y el pasivo acumulado, el valor en libros de estos instrumentos se aproxima a su valor justo.

NOTA 15 – CAMBIOS EN EL CAPITAL DE TRABAJO NO MONETARIO


Cambio en: Cuentas por cobrar $ (108,065) $ (31,024) Cuentas por pagar y pasivo acumulado 202,161 44,110 Dividendos declarados no pagados en las

utilidades retenidas (12,992) -

Impuestos sobre la renta por cobrar 4,203 - Adquisición de capital de trabajo no monetario 199 - Inventario (4,701) (1,376) Agotamiento incluido en el inventario 2,242 741

$ 83,047 $ 12,451

Cambios relacionados con:

Atribuibles a actividades de operación $ (14,662) $ (4,809) Atribuibles a actividades de financiamiento $ 12,992 $ - Atribuibles a actividades de inversión $ 84,717 $ 17,260

$ 83,047 $ 12,451

NOTA 16 – COMPROMISOS

El siguiente cuadro resume los compromisos contractuales de la Compañía al 31 de diciembre de 2010:

240

Tipo de obligación Total < 1 año 1-3 años 4-5 años

Contrato de exploración (1) (2)

$ 53,300 $ 47,200 $ 6,100 $ - Contrato de transporte 2,040 2,040 - - Compromiso en ductos en OBC

(3) 99,600 99,400 200 -

Almacenamiento de petróleo 900 400 500 - Arrendamiento de oficina 8,100 2,100 4,000 2,000

Total(4)

$ 163,940 $ 151,140 $ 10,800 $ 2,000

(1) Conforme a los contratos de exploración, dentro de los tres próximos años la Compañía debe

cumplir con compromisos de trabajo por un total de $53.3 millones. Estos compromisos forman parte del curso normal de sus actividades, que incluyen costos de propiedades, adquisición y procesamiento de datos sísmicos y perforación de pozos de exploración. La Compañía ha emitido cartas de crédito por un total de $25.4 millones para garantizar las obligaciones estipuladas en estos contratos de exploración.

(2) En la ronda colombiana de licitaciones abiertas de 2010, se nos adjudicaron los bloques 59 y 15.

Nuestros compromisos de trabajo de la primera fase en el Bloque 59 implican gastar $24.2 millones en el curso de tres años para la adquisición de datos sísmicos tridimensionales de 300 kilómetros cuadrados y la perforación de cuatro pozos de exploración. Nuestros compromisos de trabajo de la primera fase en el Bloque 15 implican gastar $10.0 millones en el curso de tres años para la adquisición de datos sísmicos tridimensionales de 100 kilómetros cuadrados y la perforación de dos pozos de exploración. Estos compromisos se incluirán en la programación una vez que se firmen los contratos.

(3) La Compañía celebró un contrato para adquirir una participación del 9.65 por ciento en el

proyecto Oleoducto Bicentenario de Colombia (“OBC”). La fase cero del proyecto incrementará en 40,000 bppd la capacidad de descarga de petróleo en Banadia, al conectar con el sistema de ductos de exportación de Cano Limón. La fase uno del proyecto conectará la producción de la Cuenca de Los Llanos de Araguaney a Banadia. Se estima que esta fase costará aproximadamente $1,000 millones ($96.5 millones netos) e incrementará en unos 120,000 bppd (11,580 bppd netos) la capacidad de descarga en el primer trimestre de 2012. Finalmente, se prevé que las fases dos y tres del proyecto se terminen a fines de 2013 y aumenten en 330,000 bppd la capacidad bruta de descarga, a un costo bruto incremental de unos $4,400 millones. Petrominerales tiene la opción de participar en esas fases.

(4) En diciembre de 2010, el gobierno de Colombia aprobó una nueva legislación que obliga a las

empresas del país y a las sucursales de compañías extranjeras a pagar un impuesto sobre el capital basado en el capital neto a partir del 1 de enero de 2011. La tasa de impuesto aplicable a Petrominerales es el 6.8% del capital neto, pagadera en partes iguales durante cuatro años a partir de 2011.

NOTA 17 – CONTINGENCIAS

En estos momentos la Compañía no puede prever la resolución final de ciertas controversias en que Petrominerales se ha visto envuelta en el curso de sus actividades normales. Petrominerales contabiliza los costos en el período en que se incurren o pueden determinarse. La Dirección estima que la resolución de estos asuntos no tendría ningún efecto sustancial adverso en la situación financiera o los resultados operativos consolidados de la Compañía.

Controversia sobre precio de participación alto

241

Actualmente Petrominerales está envuelta en una controversia con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (“ANH”) relacionada con la interpretación del contrato de exploración del Bloque Corcel (“Contrato de Corcel”) celebrado entre ambas el 2 de junio de 2005.

El Contrato Corcel estipula que Petrominerales debe pagar a la ANH un precio de participación alto cuando la producción acumulada de un área de explotación supere los cinco millones de barriles de petróleo, determinado antes de la deducción de regalías. El precio de participación alto asciende al 30 por ciento del precio recibido por arriba de ciertos precios mínimos, según la calidad del petróleo producido.

La ANH ha expresado la opinión de que para determinar cuándo debe pagarse el precio de participación alto, hay que combinar todas las áreas de explotación a que se refiere el Contrato Corcel. Puesto que la producción combinada de las áreas de explotación del Bloque Corcel ha superado los cinco millones de barriles de petróleo, la ANH sostiene que Petrominerales está obligada a pagar un precio de participación alto con respecto a la producción de esas áreas a partir de abril de 2009. En consonancia con su opinión, la ANH solicitó pagos adicionales agregando $68.9 millones a la fecha. Si bien la producción acumulada del bloque era de 12.5 millones de barriles al 31 de diciembre de 2010, ningún área de explotación de Petrominerales en ese bloque ha producido acumulativamente más de cinco millones de barriles de petróleo.

Petrominerales disiente con la interpretación de la ANH ya que desde su punto de vista el Contrato Corcel estipula que el precio de participación alto debe pagarse a partir de que el área de explotación de que se trate haya producido acumulativamente más de cinco millones de barriles de petróleo.


242

7.7 ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS PARA LOS PERIODOS FINALIZADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 31 DE DICIEMBRE DE 2008 DEL EMISOR CON SUS RESPECTIVAS NOTAS, TRADUCIDOS OFICIALMENTE

INFORME DE LA DIRECCIÓN La Dirección es responsable de la integridad y objetividad de la información presentada en este informe, al igual que de la congruencia entre los estados financieros consolidados y los demás datos financieros y operativos aquí contenidos. La Dirección ha elaborado los estados financieros consolidados adjuntos de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados de Canadá, basándose en estimaciones y juicios cuidadosos, particularmente cuando las transacciones relacionadas con el ejercicio de que se trata dependen de sucesos futuros. Los estados financieros consolidados se han preparado en apego a las políticas y procedimientos establecidos por la misma Dirección y reflejan en forma razonable la situación financiera de la Compañía, los resultados de sus operaciones y los cambios en dicha situación, también de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados en Canadá. La Dirección ha establecido y mantiene un sistema de controles internos que tiene por objeto brindar una certeza razonable de que los activos se protegen contra pérdidas y uso no autorizado, y que la información financiera es exacta y confiable. El examen de los estados financieros consolidados por parte de los auditores externos de la Compañía, Deloitte & Touche LLP, constituye una evaluación independiente del cumplimiento de las responsabilidades de la Dirección con respecto a la razonabilidad de las condiciones y resultados financieros de la Compañía. Los estados financieros consolidados fueron aprobados por la Junta Directiva después de haber sido examinados en detalle por el Comité de Auditoría de ésta, la Dirección y los auditores externos. "Firma" "Firma" John D. Wright Corey C. Ruttan Presidente y Director General Vicepresidente Financiero y Director Financiero Calgary, Canadá 1 de marzo de 2010 DICTAMEN DE LOS AUDITORES A los accionistas de Petrominerales Ltd.: Hemos auditado los balances generales consolidados de Petrominerales Ltd. (la "Compañía") al 31 de diciembre de 2009 y 2008, así como los estados consolidados de operaciones y utilidades retenidas, de utilidad integral y flujos de efectivo por los años terminados en esas fechas. Dichos estados financieros son responsabilidad de la Dirección de la Compañía. Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre estos estados financieros, basada en las auditorias que efectuamos. Nuestras auditorías se realizaron según las normas de auditoría generalmente aceptadas de Canadá, las cuales requieren que se planeen y lleven a cabo de tal manera que se logre una certeza razonable de que los estados financieros no contienen errores importantes. La auditoría consiste en el examen, a base de pruebas, de evidencias que apoya las cifras y datos expuestos en los estados financieros. También incluye una evaluación de los principios de contabilidad utilizados y las principales estimaciones hechas por la Dirección, así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros. En nuestra opinión, estos estados financieros consolidados presentan razonablemente, en todos sus aspectos importantes, la situación financiera de Petrominerales Ltd. al 31 de diciembre de 2009 y de 2008, y los resultados de sus operaciones y sus flujos de efectivo por los años terminados en esas fechas, de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados de Canadá. "Firma"

243

Calgary, Canadá Deloitte & Touche LLP 1 de marzo de 2010 Contadores públicos BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS (miles de dólares estadounidenses)


Activo

Activo circulante

Efectivo y equivalentes de efectivo $ 61,600 $ 82,174

Efectivo restringido (Nota 7) 1,375 4,481

Cuentas por cobrar (Nota 13) 55,992 24,968

Inventario 1,376 –

120,343 111,623

Otros activos (Nota 4) 26,594 2,657

Activos de capital (Nota 5) 573,179 451,425

Activo total $ 720,116 $ 565,705

Pasivo y capital contable

Pasivo circulante

Cuentas por pagar y pasivo acumulado $ 106,834 $ 62,724

Obligaciones convertibles (Nota 8) 76,829 –

183,663 62,724 Pasivos por impuestos sobre la renta futuros (Nota 10) 34,724 21,885 Obligaciones convertibles (Nota 8) – 72,403 Obligaciones de retiro de activos (Nota 9) 6,748 5,412

225,135 162,424 Capital contable

Obligaciones convertibles (Nota 8) 10,407 10,407 Acciones ordinarias (Nota 6) 197,709 194,859 Superávit aportado (Nota 6) 7,328 4,191 Otra utilidad integral acumulada (Nota 6) 16,024 16,024 Utilidades retenidas 263,513 177,800

494,981 403,281

Total del pasivo y del capital contable $ 720,116 $ 565,705

Compromisos y contingencias (Nota 15) Véanse las notas adjuntas a estos estados financieros consolidados.

En nombre de la Junta Directiva: "Firma" "Firma" Jerald L. Oaks Kenneth R. McKinnon Presidente de la Junta Directiva Director

244

ESTADOS CONSOLIDADOS DE OPERACIONES Y UTILIDADES RETENIDAS (Miles de dólares estadounidenses, excepto los montos por acción)


Ingresos

Petróleo $ 463,655 $ 343,182

Regalías (42,159) (32,201)

Pérdida por contratos de gestión de riesgo (Nota 13) – (2,772)

Ingresos por intereses 348 2,379

421,844 310,588

Gastos

Producción 58,203 33,995

Transporte y otros 49,743 12,962

Generales y administrativos 12,091 10,076

Compensación por medio de acciones (Nota 6) 4,513 2,631

Intereses (Nota 8) 9,809 10,711

Pérdida por conversión de divisas 8,274 956

Ganancia por recompra de obligaciones convertibles (Nota 8) – (4,946)

Agotamiento, depreciación y incremento 159,609 83,302

302,242 149,687

Utilidad antes de impuestos 119,602 160,901

Gastos por impuestos (Nota 10) 19,456 29,757

Utilidad neta 100,146 131,144 Utilidades retenidas al inicio del ejercicio 177,800 53,393

Recompra de acciones ordinarias (Nota 6) (14,433) (9,037) Recompra de obligaciones convertibles (Nota 8) – 2,300

Utilidades retenidas al cierre del ejercicio $ 263,513 $ 177,800

Utilidades básicas por acción (Nota 6) $ 1.02 $ 1.31 Utilidades diluidas por acción (Nota 6) $ 1.00 $ 1.28


ESTADOS CONSOLIDADOS DE UTILIDAD INTEGRAL (Miles de dólares estadounidenses)


Utilidad neta $ 100,146 $ 131,144

Otra utilidad integral – –

Utilidad integral $ 100,146 $ 131,144


245

ESTADOS CONSOLIDADOS DE FLUJO DE EFECTIVO (Miles de dólares estadounidenses)


Actividades de operación

Utilidad neta $ 100,146 $ 131,144

Agotamiento, depreciación y incremento 159,609 83,302

Impuestos sobre la renta futuros 10,251 22,964

Aumento de las obligaciones convertibles 4,426 4,761

Compensación por medio de acciones 4,513 2,631

Pérdida no realizada por conversión de divisas 2,588 -

Amortización de otros activos 2,291 475

Ganancia no realizada por contratos de gestión de riesgo – (5,797)

Ganancia por recompra de obligaciones convertibles – (4,946)

283,824 234,534

Variaciones fuera del efectivo de capital de trabajo (Nota 14) (4,809) (25,171)

279,015 209,363

Actividades de financiamiento

Emisión de acciones ordinarias – neta de costos 5,365 1,715

Costos de financiamiento (5,421) (300)

Recompra de acciones ordinarias (Nota 6) (18,324) (11,636)

Recompra de obligaciones convertibles – (11,143)

Reembolso de deuda bancaria – (10,000)

(18,380) (31,364)

Actividades de inversión

Gastos por activos de capital (280,879) (267,763)

Gastos por otros activos (20,696) (2,141)

Cambios en el efectivo restringido 3,106 (4,481) Variaciones fuera del efectivo de capital de trabajo (Nota 14) 17,260 7,464

(281,209) (266,921)

Variación neta del efectivo y equivalentes de efectivo (20,574) (88,922) Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio 82,174 171,096

Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del ejercicio $ 61,600 $ 82,174

Componentes del efectivo y equivalentes de efectivo:

Efectivo $ 5,121 $ 4,873 Equivalentes de efectivo $ 56,479 $ 77,301

Información sobre otros flujos de efectivo:

Impuestos pagados en efectivo $ 1,905 $ 3,964 Intereses pagados en efectivo $ 5,039 $ 5,155 Intereses recibidos en efectivo $ 347 $ 2,193


246

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

Correspondientes a los años terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008 (Todas las cifras de las tablas se expresan en miles de dólares estadounidenses, excepto los montos por acción o cuando se indique de otra forma)

Nota 1 – Formación de la Compañía y bases de presentación

Petrominerales Ltd. (“Petrominerales” o la “Compañía”) es una empresa que se constituyó el 20 de abril de 2006 en Bahamas y cotiza en la Bolsa de Valores de Toronto. Se dedica a la exploración, explotación y producción de petróleo crudo en Colombia y Perú. Estos estados financieros consolidados fueron elaborados por la Dirección de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados de Canadá (“PCGA”) como se describe en la Nota 2. Nota 2 – Principales políticas contables

Consolidación Los estados financieros consolidados comprenden las cuentas de la Compañía y sus subsidiarias en propiedad absoluta correspondientes a los años terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008, y eliminan las transacciones y saldos entre compañías. Incertidumbre en las mediciones Para la preparación de los estados financieros de conformidad con los PCGA, es necesario que la Dirección realice estimaciones e hipótesis que afectan los montos presentados del activo y del pasivo, incluido el de carácter contingente, a la fecha de los balances generales, así como los ingresos, los gastos y los flujos de efectivo durante los períodos presentados. Dichas estimaciones se relacionan principalmente con transacciones pendientes y sucesos ocurridos a la fecha de los estados financieros. Los resultados reales pueden ser diferentes de las estimaciones. Los gastos registrados con respecto al agotamiento, la depreciación y la acumulación, así como los montos utilizados para los cálculos de las pruebas de límites, se basan en estimaciones de las reservas de petróleo crudo y los costos futuros necesarios para explotar esas reservas. La compensación por medio de acciones se basa en la volatilidad prevista y estimaciones de la vida de las opciones. Las obligaciones de retiro de activos se basan en estimaciones de los costos y la oportunidad del abandono, la inflación y las tasas de interés. La provisión para impuestos sobre la renta se calcula con base en el juicio respecto a la aplicación de la normativa correspondiente y a estimaciones sobre la oportunidad, las probabilidades y la reversión de diferencias temporales entre las bases contables e impositivas del activo y del pasivo. Estas estimaciones están sujetas a incertidumbre en las mediciones, y sus cambios pueden influir sustancialmente en los estados financieros de períodos futuros. Activos de capital Todos los costos relacionados con la adquisición de propiedades de petróleo crudo se capitalizan e incluyen la compra de terrenos y arrendamientos, los cargos anuales sobre propiedades ociosas, los costos geológicos y geofísicos, y los costos de perforación y equipamiento de pozos productivos e improductivos. Las ganancias y pérdidas resultantes de la enajenación de propiedades de petróleo crudo no se contabilizan a menos que el abono del producto contra los costos acumulados resulte en un cambio en la tasa de agotamiento de más del 20 por ciento. Los costos capitalizados se acumulan en los centros de costos nacionales y se agotan y deprecian con el método de unidades de producción, a partir de las reservas probadas estimadas antes de regalías por

247

ingenieros independientes. La Compañía tiene dos centros de costos, Colombia y Perú. Los costos de agotamiento incluyen los costos estimados de explotación de las reservas probadas. Los costos relacionados con propiedades sin explotar se excluyen de la base de agotamiento hasta que se determina si existen o no reservas probadas o si los costos han sufrido deterioro. Para determinar el deterioro, estas propiedades se evalúan por lo menos anualmente. La depreciación de los activos fijos corporativos y otros se calcula mediante el método de línea recta durante la vida estimada del activo. Para probar el deterioro, en cada centro de costos se impone un límite al valor en libros de los costos netos capitalizados. La Compañía está obligada a realizar esta prueba de deterioro por lo menos cada año. Cuando el valor en libros de un centro de costos supera los flujos de efectivo netos futuros estimados, no descontados, que se asocian con las reservas probadas de ese centro, esto puede ser un indicio de pérdida por deterioro. En tal caso, los costos registrados en el balance general superiores a los flujos de efectivo netos futuros no descontados que se asocian con las reservas probadas más las probables del centro de costos se cargan a las partidas de agotamiento, depreciación y acumulación en el estado de operaciones. Las reservas se determinan de conformidad con el Instrumento Nacional 51-101 „„Normas de divulgación para actividades de petróleo y gas‟‟ de la organización Canadian Securities Administrators (Administradores de Valores de Canadá). La Compañía no capitaliza los gastos generales y administrativos indirectos ni los intereses. Obligaciones de retiro de activo La Compañía reconoce el valor justo estimado de las obligaciones de retiro futuras asociadas a activos de capital como pasivos en el período en que se incurren, normalmente en el momento de la adquisición o del desarrollo del activo. El valor justo se capitaliza y amortiza durante el mismo período que el activo relacionado. La Compañía estima el pasivo en función de los costos estimados del abandono y rehabilitación de los pozos y los sitios de pozos que se prevé estarán inactivos una vez que expiren los Contratos de Producción Incremental (CPI) el 6 de junio de 2023, o que habrá que abandonar de conformidad con los contratos de exploración. En el cálculo se tienen en cuenta únicamente los pozos y sitios de pozos que la Compañía ha construido, perforado, acondicionado o mejorado. Este cálculo se revisa periódicamente y los ajustes necesarios se realizan de manera prospectiva. Las variaciones en el valor presente de las obligaciones de retiro futuras atribuibles al paso del tiempo se contabilizan como gastos de acumulación. Las obligaciones de retiro reales liquidadas durante el período reducen el pasivo por retiro de activo. Operaciones conjuntas Dado que la Compañía realiza una parte de sus operaciones de petróleo crudo junto con otros, estos estados financieros reflejan únicamente su participación proporcional en esas actividades. Constatación de los ingresos Los ingresos por ventas de petróleo crudo se contabilizan en el momento en que la titularidad se traspasa al cliente. Conversión de divisas La moneda funcional de la Compañía y sus subsidiarias es el dólar estadounidense. Los activos y pasivos monetarios denominados en otras monedas se convierten al tipo de cambio vigente en la fecha del balance general. Los activos, pasivos, ingresos y gastos no monetarios se convierten al tipo de cambio vigente en la fecha de las transacciones relacionadas. Las diferencias de cambio se incluyen en el cálculo de la utilidad neta como pérdida por conversión de divisas. Utilidades por acción

248

La Compañía calcula las utilidades básicas por acción dividiendo la utilidad neta entre el número promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación. La Compañía calcula las utilidades diluidas por acción dividiendo la utilidad neta ajustada a los gastos por intereses sobre las obligaciones convertibles, si son diluibles, entre el número promedio ponderado de las acciones ordinarias diluidas en circulación, el cual se obtiene con el método de las acciones de tesorería. Este método supone que el producto del ejercicio de las opciones de compra de acciones en dinero, las acciones ordinarias diferidas y las acciones de incentivo se utiliza para recomprar acciones ordinarias al precio de mercado promedio durante el período pertinente. El número de acciones ordinarias diluidas en circulación también refleja la dilución que podría ocurrir si las obligaciones convertibles se convirtieran en acciones ordinarias al inicio del período o en el momento de su emisión. Compensación por medio de acciones La Compañía contabiliza la compensación por medio de acciones con el método del valor justo de las opciones de compra de acciones, las acciones ordinarias diferidas y las acciones de incentivo (colectivamente denominadas “Derechos”) otorgadas a directores, funcionarios, empleados y consultores utilizando el modelo de determinación de precios de opciones Black-Scholes. Los gastos de compensación por medio de acciones se contabilizan como tales durante el período de adjudicación, registrando el monto correspondiente en el superávit aportado. Estos gastos se calculan como el valor justo estimado de los Derechos relacionados en la fecha de otorgamiento, amortizado durante el período de adjudicación. Una vez que se ejercen los Derechos, los montos asociados que antes se registraron como superávit aportado se reclasifican en el capital en acciones ordinarias. La Compañía no ha incorporado la proyección de una tasa de caducidad de las opciones de compra de acciones que no se adjudicarán; en cambio, contabiliza las caducadas en el momento en la fecha de caducidad. Impuestos sobre la renta La Compañía contabiliza los impuestos sobre la renta con el método del pasivo, según el cual registra un activo o pasivo de impuestos sobre la renta futuros para dar cuenta de cualquier diferencia entre su base contable y su base fiscal, aplicando las tasas fiscales prácticamente en vigor. El efecto del activo y el pasivo de impuestos sobre la renta futuros de un cambio en las tasas fiscales se reconoce en la utilidad neta durante el período en que ocurre el cambio. El activo de impuestos sobre la renta futuros sólo se reconoce en la medida en que es más probable que improbable que en el futuro se disponga de ingresos gravables suficientes para que se realice dicho activo. Obligaciones convertibles La Compañía registra las obligaciones convertibles en circulación en los componentes de deuda y capital de su balance general consolidado. El componente de deuda representa el valor presente total descontado de las obligaciones por intereses semestrales que deben liquidarse en efectivo y el capital por pagar al vencimiento, a la tasa de interés aplicable a un instrumento de deuda no convertible con un plazo y un riesgo comparables en la fecha de emisión. Esto significa que al componente de deuda de las obligaciones convertibles se les asigna un valor contable inferior al monto de capital por pagar al vencimiento. Durante el plazo de la obligación, el componente de deuda presentado en el balance general se incrementa al valor nominal total de las obligaciones en circulación al vencimiento. La diferencia, el aumento de las obligaciones convertibles, se refleja en un incremento en los gastos por intereses, y este ajuste representa el rendimiento efectivo del componente de deuda de dichas obligaciones. El componente de capital de las obligaciones convertibles se incluye en el capital contable en el balance general consolidado. Este componente representa el valor justo del derecho de conversión otorgado al tenedor, que permanece igual durante el plazo de las obligaciones relacionadas. Una vez que los tenedores convierten las obligaciones en acciones ordinarias, los componentes de deuda y capital se transfieren al capital en acciones ordinarias.

249

Efectivo y equivalentes de efectivo

El efectivo y los equivalentes de efectivo incluyen las inversiones y los depósitos con vencimiento a tres meses o menos cuando se adquieren. Inventario El inventario consiste en petróleo crudo en tránsito o en tanques de almacenamiento y se evalúa al costo, con el método del costo promedio ponderado, o al valor neto de realización, el que resulte menor. Los costos incluyen los gastos directos e indirectos incurridos para llevar el petróleo crudo a su condición y ubicación actuales. Instrumentos financieros Los instrumentos financieros se evalúan a su valor justo en la fecha de reconocimiento inicial y se clasifican en una de las siguientes cinco categorías: conservados para fines de negociación, préstamos y cuentas por cobrar, inversiones conservadas hasta su vencimiento, activos financieros disponibles para la venta, u otros pasivos financieros. Las evaluaciones posteriores de los instrumentos financieros se basan en su clasificación inicial. Los activos financieros conservados para fines de negociación se evalúan a su valor justo, cuyas variaciones se registran en la utilidad neta. Los instrumentos financieros disponibles para la venta se evalúan a su valor justo, cuyas variaciones se registran en otra utilidad integral en tanto el instrumento no se discontinúa o deteriora. Las categorías restantes de instrumentos financieros se reconocen al costo amortizado con el método de la tasa de interés real. A menos que califiquen para la exención de compraventa normal, todos los contratos de gestión de riesgos se contabilizan en el balance general a su valor justo. Todas las variaciones en el valor justo de estos contratos se contabilizan en la utilidad neta, excepto si se aplica el tratamiento contable de las coberturas de flujo de efectivo, en cuyo caso se registran en otra utilidad integral mientras la transacción cubierta no se reconoce en la utilidad neta. Toda ineficiencia de la cobertura se contabiliza inmediatamente en la utilidad neta. Puesto que la Compañía decidió no aplicar el tratamiento contable de las coberturas de flujo de efectivo a sus contratos de gestión de riesgos con contrapartes financieras, todas las variaciones en el valor justo se contabilizan en la utilidad neta. El efectivo y los equivalentes de efectivo y el efectivo restringido se clasifican como conservados para fines de negociación y se evalúan a su valor justo, equivalente a su valor en libros. Las cuentas por cobrar se clasifican como préstamos y cuentas por cobrar, que se evalúan al costo amortizado. Las cuentas por pagar y el pasivo acumulado así como la deuda bancaria se clasifican como otros pasivos financieros, que se evalúan al costo amortizado. Las obligaciones convertibles se clasifican como otros pasivos financieros. Tras su emisión, las obligaciones convertibles se clasificaron en los componentes de capital y pasivo financiero en el balance general, a su valor justo. El pasivo financiero, neto de costos de emisión, se presenta acumulado y se incluye en los gastos por intereses durante el plazo de las obligaciones mediante el método de la tasa de interés real. En el caso de los activos y pasivos financieros que no se clasifican como conservados para fines de negociación, los costos de transacción directamente atribuibles a su adquisición o emisión se evalúan a su valor justo inicialmente reconocido, y se contabilizan como gastos por intereses mediante el método de la tasa de interés real. Contratos de gestión de riesgos En el curso normal de sus actividades, la Compañía está expuesta a riesgos de mercado derivados de las fluctuaciones en los precios del petróleo crudo, los tipos de cambio y las tasas de interés, y puede usar diversos instrumentos para enfrentar esos riesgos. En las transacciones a las que no aplica el

250

tratamiento contable de las coberturas, evalúa esos instrumentos con el método del valor justo registrando inicialmente un activo o un pasivo y contabilizando las variaciones en el valor justo de los instrumentos en la utilidad, ya sea como pérdidas o como ganancias sobre los contratos de gestión de riesgos. El valor justo de los instrumentos financieros se determina con base en cotizaciones de terceros o valuaciones proporcionadas por terceros independientes. Las pérdidas o ganancias realizadas sobre los contratos de gestión de riesgos se reconocen en la utilidad en el período en que ocurren. Nota 3 – Cambios en las políticas contables

Plusvalía mercantil y activos intangibles Desde el 1 de enero de 2009, la Compañía adoptó el capítulo 3064, "Plusvalía mercantil y activos intangibles" del manual del Instituto Canadiense de Contadores Públicos (CICA, por sus siglas en inglés), que sustituye la norma anterior sobre la plusvalía mercantil y los activos intangibles y revisa los requisitos para el reconocimiento, evaluación, presentación y divulgación de los activos intangibles. La adopción de esta norma no tuvo consecuencias en los estados financieros consolidados de la Compañía. Riesgo de crédito y valor justo de los activos y pasivos financieros Desde el 1 de enero de 2009, la Compañía adoptó el EIC-173, “Riesgo de crédito y valor justo de los activos y pasivos financieros” del CICA, que establece pautas para considerar el riesgo crediticio de una entidad y contraparte en el cálculo del valor justo de los activos y pasivos financieros, incluidos los instrumentos derivados. Dicha adopción no tuvo consecuencias en los estados financieros consolidados de la Compañía. Combinaciones de actividades Desde el 1 de enero de 2009, la Compañía adoptó el capítulo 1582, “Combinaciones de actividades” del CICA, que sustituyó las pautas anteriores sobre el tema. Conforme a la nueva norma, el precio de compra para una combinación de actividades debe basarse en el valor justo de la contraprestación en la fecha de intercambio; mientras que las pautas anteriores indicaban que el precio de compra debía basarse en el valor justo de la contraprestación durante un período razonable antes y después de que se acordara y anunciara la fecha de adquisición. La nueva norma exige que todos los costos de adquisición se contabilizan como gastos, que actualmente se capitalizan como parte del precio de compra. Además, la nueva norma modifica la contabilidad de las contraprestaciones contingentes y la plusvalía mercantil negativa. La adopción de esta norma modificará el tratamiento contable de las combinaciones de actividades futuras. Estados financieros consolidados Desde el 1 de enero de 2009, la Compañía adoptó los capítulos 1601, “Estados financieros consolidados”, y 1602, “Participaciones minoritarias” del manual del CICA, que sustituyeron las pautas vigentes. El capítulo 1601 establece normas para la elaboración de los estados financieros consolidados; y el capítulo 1602 establece, pautas para la contabilidad de las participaciones minoritarias en subsidiarias a raíz de una combinación de actividades. La adopción de estas normas no tuvo consecuencias en los estados financieros consolidados de la Compañía. Instrumentos financieros – Modificaciones de divulgación Desde el 31 de diciembre de 2009, Petrominerales adoptó las modificaciones del CICA al capítulo 3862, “Instrumentos financieros – Divulgaciones”, que incluyen el requisito de mejorar las divulgaciones sobre el valor justo de los instrumentos financieros y el riesgo de liquidez asociado. Conforme a estas modificaciones ahora es obligatorio que todos los instrumentos financieros evaluados a su valor justo se clasifiquen en uno de tres niveles jerárquicos. Para información respecto a la mejora de las divulgaciones sobre el valor justo, véase la Nota 13 sobre instrumentos financieros y gestión del riesgo financiero.

251

Estas modificaciones son congruentes con los últimos cambios en las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) relativas a las divulgaciones sobre instrumentos financieros. Pronunciamientos contables recientes El Canadian Accounting Standards Board (Consejo de Normas de Contabilidad) confirmó que la convergencia de los PCGA de Canadá con las NIIF entrará en vigor el 1 de enero de 2011. La Compañía elaboró un plan de proyecto tendiente a asegurar la adecuada aplicación dentro del plazo establecido. En estos momentos no es posible determinar razonablemente las consecuencias de lo anterior en los estados financieros consolidados de la Compañía. Durante el período de transición se publicará la información más importante a medida que se disponga de ella. Nota 4 – Otros activos

Tarifas para ductos

prepagadas

Cargos

diferidos

Total otros

activos Saldo al 31 de diciembre de 2007 $ – $ – $ –

Reclasificación de deuda bancaria – 691 691 Adiciones 2,141 300 2,441 Menos: amortización – (475) (475)

Saldo al 31 de diciembre de 2008 2,141 516 2,657 Adiciones 20,807 5,421 26,228 Menos: amortización (1,774) (517) (2,291)

Saldo al 31 de diciembre de 2009 $ 21,174 $ 5,420 $ 26,594

Las tarifas para ductos prepagadas son los costos de construcción de la instalación de descarga de petróleo crudo en Monterrey, los cuales se están amortizando con el método de unidades de producción, que se basa en los barriles de petróleo entregados a la instalación. Nota 5 – Activos de capital

31 de diciembre de 2009 Costo

Depreciación y agotamiento acumulados

Valor neto en

libros


$ 896,999 $ 323,820 $ 573,179

31 de diciembre de 2008 Costo

Depreciación y agotamiento acumulados



$ 615,291 $ 163,866 $ 451,425

A 31 de diciembre de 2009, los activos de petróleo crudo incluían $84.7 millones ($72.1 millones en 2008) relacionados con propiedades no probadas que se han excluido del cálculo de agotamiento. Las propiedades no probadas se encuentran en Colombia, con excepción de $11.3 millones ($1.5 millones en 2008) en Perú, mismas que representan la inversión total de la Compañía en Perú al 31 de diciembre de 2009.

252

Con respecto a las reservas probadas, un cálculo de prueba de deterioro que se realizó para el centro de costos de Colombia al 31 de diciembre de 2009 arrojó flujos de efectivo netos futuros estimados, no descontados, superiores a los valores en libros. Para determinar dichos flujos, la Compañía utilizó los siguientes precios de referencia:

Año Petróleo crudo WTI (1)

– $/bbl

2010 80.00 2011 82.88 2012 85.83 2013 88.88 2014 92.01 Variación porcentual de la inflación posteriormente 2.0%

(1) Los precios reales utilizados en las pruebas de deterioro se ajustaron a los diferenciales de calidad y

los costos de transporte y comercialización del petróleo crudo específicos de las operaciones de la Compañía.

Nota 6 – Capital en acciones

Autorizado La Compañía tiene un capital autorizado de 200,000,000 acciones ordinarias, con un valor nominal de $1.00 cada una. Acciones ordinarias

Relación de acciones ordinarias Número Monto

Saldo al 31 de diciembre de 2007 100,288,775 $ 195,214 Acciones ordinarias recompradas y canceladas (1,326,000) (2,599) Opciones de compra de acciones ejercidas 423,031 1,714 Acciones ordinarias diferidas ejercidas 13,625 1 Transferencia del superávit aportado en relación con opciones de

compra de acciones y acciones ordinarias diferidas ejercidas – 529

Saldo al 31 de diciembre de 2008 99,399,431 194,859 Acciones ordinarias recompradas y canceladas (1,991,000) (3,891) Opciones de compra de acciones ejercidas 1,224,786 5,365 Otras cancelaciones (22,300) – Transferencia del superávit aportado en relación con opciones de

compra de acciones y acciones ordinarias diferidas ejercidas – 1,376

Saldo al 31 de diciembre de 2009 98,610,917 $ 197,709

Oferta de compra normal por parte del emisor En el áno terminado el 31 de diciembre de 2009, la Compañía recompró 1,991,000 (1,326,000 en 2008) acciones ordinarias conforme a una oferta de compra normal por parte del emisor, a un costo promedio de $9.20 (CAN$10.94) cada una, es decir, un costo total de $18.3 millones ($11.6 millones en 2008). Durante la oferta de compra normal por parte del emisor, del 17 de agosto de 2008 al 17 de agosto de 2009, Petrominerales recompró un total de 3,317,000 acciones ordinarias. Todas las acciones ordinarias así adquiridas se cancelaron. Del monto pagado por la recompra de acciones ordinarias en el curso del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009, el capital accionario se redujo $3.9 millones ($2.6 millones en 2008) y los $14.4 millones restantes ($9.0 millones en 2008) se contabilizaron como una reducción de las utilidades retenidas. Superávit aportado

253

Cambios en el superávit aportado Monto

Saldo al 31 de diciembre de 2007 $ 1,698 Compensación por medio de acciones 2,631 Costos basados en acciones relacionados con la adquisición de propiedades 391 Transferencia a acciones ordinarias en relación con opciones de compra de

acciones ejercidas (529)

Saldo al 31 de diciembre de 2008 $ 4,191 Compensación por medio de acciones 4,513 Transferencia a acciones ordinarias en relación con opciones de compra de

acciones ejercidas 1,376

Saldo al 31 de diciembre de 2009 $ 7,328

Otra utilidad integral acumulada En los años terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008 no hubo ningún cambio en el rubro de otra utilidad integral acumulada. Opciones de compra de acciones La Compañía ha implementado un plan de opciones de compra de acciones para directores, funcionarios, empleados y consultores que permite emitir hasta el 10 por ciento de sus acciones en circulación, menos las acciones ordinarias reservadas con arreglo a otros planes corporativos de compensación por medio de acciones, por ejemplo, de acciones ordinarias diferidas. El precio de ejercicio no puede ser inferior al precio de mercado de las acciones de la Compañía en la fecha de otorgamiento. Si bien la Junta Directiva establece los términos de las opciones, éstas generalmente se adquieren en partes iguales en el curso de un período de cuatro años a partir de la fecha de otorgamiento y expiran entre 5 y 10 años después de esa fecha. En seguida se presenta una relación de las opciones de compra de acciones en circulación:

2009 2008



ponderado (CAN$)



ponderado (CAN$)

Al inicio 6,192,723 6.11 4,870,784 4.99 Otorgadas 1,389,684 13.06 2,640,470 13.19 Ejercidas (1,224,786) 4.78 (423,031) 4.14 Caducadas (311,439) 6.15 (895,500) 10.82

Al cierre 6,046,182 7.98 6,192,723 6.11

En diciembre de 2008, debido a que la Compañía modificó los términos de ciertas opciones de compra de acciones no ejecutivas, el precio de ejercicio promedio ponderado de 1,382,961 opciones se redujo de CAN$14.58 a CAN$7.48 y caducaron 460,975 opciones a un precio de ejercicio promedio ponderado de CAN$14.58 (las 434,525 opciones caducadas relacionadas con los movimientos de compra normales por parte de los empleados). El valor justo incremental atribuible a la modificación se está contabilizando como compensación por medio de acciones durante el período de adquisición de las opciones modificadas. El siguiente cuadro resume la información sobre las opciones de compra de acciones al 31 de diciembre de 2009:

Opciones de compra de acciones en circulación Opciones de compra de acciones

254

ejercitables

Variación de precios de ejercicio (CAN$) Número

Vigencia contractual promedio

ponderada (años)


ponderado (CAN$) Número


ponderado (CAN$)

3.11 – 3.99 1,270,201 4.08 3.74 750,076 3.75

4.00 – 5.99 1,205,300 4.99 4.41 336,925 4.41

6.00 – 7.99 1,444,016 4.22 7.39 167,457 7.48

8.00 – 11.49 692,620 4.65 9.51 92,981 8.68

11.50 – 14.99 804,445 5.92 12.54 50,625 12.54

15.00 – 21.57 629,600 6.82 17.19 21,875 18.50

6,046,182 4.89 7.98 1,419,939 5.21

Plan de compensación por medio de acciones ordinarias diferidas La Compañía ha implementado un plan de compensación en virtud del cual puede otorgar acciones ordinarias diferidas a directores, funcionarios y empleados a cambio del pago de $0.05 por acción. Las acciones son adquiridas por los beneficiarios al cabo de tres años o cuando dejan la Compañía, y expiran a los 10 años de la fecha de otorgamiento. En el marco de este plan se ha aprobado la emisión de hasta 0.5 millón de acciones ordinarias diferidas.

Relación de acciones ordinarias diferidas Número

Saldo al 31 de diciembre de 2007 37,500 Otorgadas 15,388 Ejercidas (13,625)

Saldo al 31 de diciembre de 2008 39,263 Otorgadas 58,581


Plan de compra de acciones de incentivo En el cuarto trimestre de 2009, la Compañía estableció un plan de acciones de incentivo que permite a los directores, funcionarios y empleados recibir una acción ordinaria mediante el pago del precio de ejercicio de $0.05 por acción, una vez adjudicada. Si bien la Junta Directiva establece los términos de las acciones de incentivo, éstas generalmente se adquieren en partes iguales en el curso de un período de cuatro años a partir de la fecha de otorgamiento y expiran entre 5 y 10 años después de esa fecha. El plan de incentivos y los otorgamientos al 31 de diciembre de 2009 están sujetos a la aprobación de los accionistas. En el áno terminado el 31 de diciembre de 2009, la Compañía otorgó 34,130 acciones de incentivo. A esa fecha, todas estas acciones estaban en circulación y ninguna era ejercitable. Compensación por medio de acciones

El valor justo de las opciones de compra de acciones, las acciones ordinarias diferidas y las acciones de incentivo otorgadas se estimó en la fecha de otorgamiento respectiva mediante el modelo de evaluación del precio de las opciones de Black-Scholes, partiendo de los siguientes supuestos:

Años terminados el 31 de diciembre de 2009 2008

Tasa de interés libre de riesgo 1.75% – 2.25 % 1.5% – 3.25 % Tipo de dividendos 0 % 0 % Vigencia prevista de las opciones (años) 3.0 – 4.0 3.3 – 4.0

255

Vigencia prevista de las acciones ordinarias y las acciones de incentivo (años) 8 8

Fluctuación prevista 37.5% – 42.5 % 37.5% – 42.5 % Valor justo de las opciones de compra de acciones otorgadas 3.64 3.34 Valor justo de las acciones ordinarias diferidas otorgadas 9.29 16.53 Valor justo de las acciones de incentivo otorgadas 16.30 –

Los gastos de compensaciones por medio de acciones correspondientes al áno terminado el 31 de diciembre de 2009 sumaron $4.5 millones ($2.6 millones en 2008). Utilidades por acción El siguiente cuadro resume el número promedio ponderado de las acciones ordinarias considerado para calcular las utilidades básicas y diluidas por acción. No fue necesario hacer ningún ajuste a la utilidad neta.


Acciones ordinarias promedio ponderadas en circulación, básicas 98,378,521 100,253,508

Efecto de las opciones de compra de acciones, las acciones ordinarias diferidas y las acciones de incentivo 1,609,888 1,831,073

Acciones ordinarias promedio ponderadas en circulación, diluidas 99,988,409 102,084,581

Las obligaciones convertibles no se incluyeron en el número de acciones ordinarias promedio ponderadas diluidas debido a su carácter antidilusivo. Nota 7 – Deuda bancaria y efectivo restringido

Al 31 de diciembre de 2009, la Compañía tenía una facilidad crediticia de $150 millones sin utilizar, la cual está garantizada con la totalidad de sus activos, se revisa semestralmente junto con el prestamista y expira el 30 de diciembre de 2013. La Compañía también tiene líneas de crédito disponibles en Colombia por un total $30.3 millones. Los anticipos cubiertos por la facilidad crediticia están respaldados por un pagaré otorgado por la Compañía. Al 31 de diciembre de 2009, la Compañía tenía cartas de crédito activas por un total de $20.2 millones para garantizar compromisos de trabajo relacionados con bloques de exploración. Las cartas de crédito emitidas contra la línea de crédito operativa en Colombia ($18.8 millones) reducen los montos disponibles en virtud de la facilidad crediticia. La Compañía disponía de efectivo restringido por $1.4 millón ($4.5 millones en 2008) en relación con el efectivo depositado como garantía de una carta de crédito. Nota 8 – Obligaciones convertibles El 6 de diciembre de 2007, la Compañía emitió $100 millones de obligaciones convertibles con vencimiento el 6 de diciembre de 2010. Estas obligaciones son convertibles en acciones ordinarias de la Compañía a un precio de conversión de $27.3485 cada una, que en la cotización inicial representaba una prima del 38 por ciento sobre el precio por acción, y tienen un cupón anual de 3.375 por ciento. Devengan un interés semestral pagadero en efectivo en acciones ordinarias. Estas obligaciones se han clasificado en sus componentes de deuda y capital con base en su valor justo. Después de su emisión, $83.4 millones se clasificaron como pasivo y $12.7 millones, como activo. La porción correspondiente al pasivo se incrementará proporcionalmente al saldo de capital durante la

256

vigencia de las obligaciones. El incremento y los intereses acumulados se contabilizan como gastos por intereses en el estado consolidado de operaciones, arrojando un rendimiento real de 9.7 por ciento. En octubre y noviembre de 2008, la Compañía recompró obligaciones con un valor nominal de $18.3 millones por $11.1 millones. En consecuencia, registró una ganancia al liquidar la porción de pasivo de $4.9 millones y un aumento de las utilidades retenidas sobre la porción de activo de $2.3 millones. Al 31 de diciembre de 2009, el saldo de capital de las obligaciones asciende a $81.7 millones. Si se convierten, se podría emitir un total de 2,987,367 acciones ordinarias, sujeto a las disposiciones normales relativas a los ajustes del precio de conversión --por ejemplo, una distribución especial a los accionistas o en el caso de un cambio de control de la Compañía. Petrominerales puede forzar la conversión de las obligaciones al precio de conversión vigente si el precio de las acciones de la Compañía rebasa el 130 por ciento del precio de conversión vigente de las obligaciones durante 20 de 30 días de negociación consecutivos. El siguiente cuadro resume los cambios en las obligaciones convertibles:

Monto

Producto bruto $ 100,000 Costos (3,882)

Producto neto 96,118 Valor justo del componente de capital después de la emisión 12,738

Monto atribuido al componente de pasivo después de la emisión 83,380 Acumulación 5,081 Valor en libros del pasivo recomprado (16,058)

Saldo del componente de pasivo al 31 de diciembre de 2008 72,403 Acumulación 4,426

Saldo del componente de pasivo al 31 de diciembre de 2009 $ 76,829

Gastos por intereses

Desglose de los gastos por intereses:


Intereses en efectivo y cargos contingentes $ 4,866 $ 5,475

Acumulación de obligaciones convertibles 4,426 4,761

Amortización de costos de financiamiento diferidos 517 475

Gastos por intereses $ 9,809 $ 10,711

Nota 9 – Obligaciones de retiro de activos

La Dirección calculó las obligaciones futuras de retiro de activos basándose en los costos estimados de rehabilitación y abandono de pozos, sitios de pozos y ciertas instalaciones en función de sus requisitos contractuales. Las obligaciones de retiro de activos sufrieron los siguientes cambios:


Obligaciones de retiro de activos al inicio del ejercicio $ 5,412 $ 1,482 Obligaciones incurridas 1,132 1,492 Gastos de acumulación 508 150 Cambio en las estimaciones (304) 2,288

Obligaciones de retiro de activos al cierre del ejercicio $ 6,748 $ 5,412

257

Las obligaciones se calcularon a una tasa de inflación de cuatro por ciento y se descontaron a una tasa libre de riesgo ajustada al crédito del nueve por ciento anual. Se prevé que la mayoría de estas obligaciones se paguen antes de la terminación del Contrato de Producción Incremental (CPI) relacionado, dentro de unos 14 años, o deberán abandonarse de conformidad con el contrato de exploración, o se financiarán con los recursos generales de la Compañía disponibles en el momento de la liquidación. Al 31 de diciembre de 2009, el monto total no descontado de los flujos de efectivo estimados es de $38.1 millones ($26.2 millones en 2008). Nota 10 – Impuestos

La provisión para impuestos sobre la renta difiere del monto que se habría proyectado si se hubieran aplicado las tasas fiscales corporativas reglamentarias a la utilidad antes de impuestos. La Compañía no paga impuestos en Bahamas. Las razones principales de esta diferencia son las siguientes:


Utilidad antes de impuestos $ 119,602 $ 160,901 Tasa fiscal reglamentaria 33.0% 33.0% Gastos fiscales previstos $ 39,468 $ 53,097 Aumento (disminución) de la provisión para impuestos sobre la renta

resultante de: Gastos no deducibles 5,830 2,352 Aumento de reservas para impuestos (28,475) (31,960) Compensación por medio de acciones 1,489 868 Cambio en las estimaciones y otros 1,144 3,343

Gastos por impuestos sobre la renta corrientes y futuros 19,456 27,700 Compuestos por:

Gastos por impuestos sobre la renta corrientes 7,336 4,736 Gastos por impuestos sobre la renta futuros 10 ,251 22,964

17,587 27,700 Impuestos sobre la renta y sobre capital estimados 1,869 2,057

Gastos por impuestos $ 19,456 $ 29,757

Los impuestos sobre la renta y sobre capital estimados se basan en los niveles de capital en Colombia. Los impuestos sobre la renta estimados efectivamente pagados se pueden trasladar durante cinco años y recuperar en períodos futuros. La utilidad antes de impuestos de la Compañía está sujeta a los impuestos sobre la renta colombianos a una tasa reglamentaria de 33%. A continuación se muestran los componentes del activo y pasivo de impuestos sobre la renta de la Compañía en Colombia que se derivan de diferencias temporales:






Quebrantos trasladables $ 650 $ – $ 901 $ – Activos de capital – 40,077 – 25,036 Obligaciones de retiro de

activos 2,172 – 1,786 – Provisiones y otros 2,531 – 464 –

5,353 40,077 3,151 25,036 Reserva para valuación – – – –

Pasivo de impuestos sobre la renta futuros $ – $ (34,724) $ – $ (21,885)

En el pasivo de impuestos sobre la renta futuros se incluyen $1.4 millones relacionados con Perú.

258

Al 31 de diciembre de 2009, las pérdidas no relacionadas con capital incurridas en Colombia totalizaron $1.9 millones que se pueden trasladar indefinidamente. Nota 11 – Operaciones con partes relacionadas

La Compañía es parte de un Contrato de Servicios de Gestión con Petrobank que abarca los servicios del Presidente y Director General y el Vicepresidente Financiero y Director Financiero, así como el apoyo corporativo, administrativo, financiero, de tesorería, contable, de tecnología de información y de recursos humanos, y espacio de oficina para los empleados de Petrominerales ubicados en Calgary, Alberta. La remuneración por los servicios se basa en un valor negociado de los mismos. Del 1 de enero de 2009 al 31 de marzo de 2009, Petrominerales pagó mensualmente por estos servicios CAN$75,000; y a partir del 1 de abril de 2009, CAN$130,000. Los montos relacionados con dicho contrato que se pagaron a Petrobank durante el áno terminado el 31 de diciembre de 2009 sumaron $1.3 millones ($0.8 millón en 2008) y se contabilizaron como gastos generales y administrativos. Nota 12 – Gestión de capital

Una política de la Compañía consiste en mantener una base de capital sólida con miras a flexibilizar el desarrollo de sus negocios y conservar la confianza de los inversionistas, los acreedores y el mercado. Asimismo, gestiona su estructura de capital y efectúa ajustes en respuesta a los cambios en las condiciones económicas y las características de riesgo de los activos subyacentes. La Compañía procura que su estructura de capital incluya capital en acciones ordinarias, obligaciones convertibles, deuda bancaria y superávit de capital de trabajo (una medición fuera del marco PCGA definida como cuentas por pagar y pasivo acumulado menos activo circulante). A fin de mantener o ajustar dicha estructura, periódicamente emite acciones ordinarias u otros valores, vende activos o ajusta sus gastos de capital en función de los niveles de deuda corrrientes y proyectados.


Deuda bancaria (1)

$ – $ – Superávit de capital de trabajo $ (13,509) $ (48,899) Obligaciones convertibles – monto de capital

(2) $ 81,700 $ 81,700

Capital en acciones ordinarias $ 197,709 $ 194,859 (1)

Petrominerales tiene una línea de crédito rotativa con una base de empréstito de $150 millones y una línea de crédito operativo en Colombia por un monto de $30.3 millones.

(2) Las obligaciones vencen el 6 de diciembre de 2010, son convertibles en acciones ordinarias a $27.3485 cada una y tienen un cupón anual de 3.375%, pagadero semestralmente en efectivo o en acciones ordinarias. Si no se convierten en capital antes de su vencimiento, Petrominerales tiene la opción de forzar la conversión al precio de conversión vigente si el precio de las acciones ordinarias de la Compañía rebasa el 130% del precio de conversión vigente de las obligaciones durante 20 de 30 días de negociación consecutivos.

La Compañía se mantiene atenta al apalancamiento y ajusta su estructura de capital basándose en la relación entre deuda neta y flujo de efectivo anualizado. Calcula esta relación como deuda neta, una medición fuera del marco PCGA que la Compañía define como deuda bancaria activa más el monto de capital de las obligaciones convertibles y deficiencia de capital de trabajo, dividida entre el flujo de efectivo de las operaciones antes de cambios en el capital de trabajo no monetario correspondiente al último trimestre calendario, anualizado. Al 31 de diciembre de 2009, la relación entre deuda neta y flujo de efectivo anualizado fue de 0.1 a 1, un rango aceptable para la Compañía. Petrominerales utiliza esta relación como un indicador básico del apalancamiento de la Compañía y para mantener un balance general sólido. A efecto de facilitar el manejo de esta relación, la Compañía prepara presupuestos

259

anuales y los actualiza cuando es necesario conforme a ciertos factores, que incluyen los precios corrientes y proyectados del petróleo crudo, los cambios en la estructura de capital, la ejecución del plan de negocios de la Compañía y las condiciones generales del sector. El presupuesto anual se somete a la aprobación de la Junta Directiva y se revisa y actualiza cada vez que se requiere. La Compañía cumple con las disposiciones de sus contratos sobre obligaciones convertibles y líneas de crédito. Las estipulaciones financieras de la línea de crédito exigen el mantenimiento de una relación entre deuda bancaria y utilidades de doce meses continuos antes de intereses, impuestos, agotamiento, depreciación y amortización menor de 3.0 veces, y de una relación corriente mayor de 1.0 veces (activo circulante dividido entre pasivo circulante menos deuda bancaria sin utilizar y porción de pasivo de las obligaciones convertibles). Las estipulaciones financieras de las obligaciones convertibles exigen que se mantenga una relación entre capital y total de activos de 30% como mínimo, y que el monto de las garantías y gravámenes sobre el total de activos de la Compañía se limite al 27.5% de éstos. La Compañía no ha pagado ni declarado dividendos desde su fecha de constitución. Nota 13 – Instrumentos financieros y gestión del riesgo financiero

La Compañía está expuesta a los siguientes riesgos por el uso de instrumentos financieros: riesgo de crédito, riesgo de liquidez y riesgo de mercado. Esta nota presenta información sobre la exposición de la Compañía a cada uno de esos riesgos, así como las políticas y procesos que utiliza para evaluarlos y gestionarlos y con qué fines. La Junta Directiva es la principal responsable de establecer y supervisar el marco de gestión del riesgo financiero de la Compañía, y da seguimiento a las actividades de gestión de riesgos. La Compañía identifica y analiza los riesgos a que está expuesta y puede utilizar instrumentos financieros para mitigarlos. Riesgo de crédito La producción de petróleo crudo se vende, a precios de mercado ajustados a diferenciales de calidad, a cuatro contrapartes principales. La mayor parte se vende a Ecopetrol, la empresa petrolera estatal de Colombia, y el resto a tres empresas petroleras internacionales. Generalmente la exposición crediticia máxima de la Compañía a sus clientes es de dos meses de ingresos por ventas, salvo en el mes de producción de diciembre, ya que las ventas de noviembre y parte de las de diciembre de nuestro principal comprador de petróleo se reciben antes del fin de año. La Compañía no prevé ningún incumplimiento de ninguna de sus contrapartes. Además, en 2009 redujo su riesgo de crédito frente a ciertas contrapartes por medio de seguros de crédito. A continuación se presenta un desglose de las cuentas por cobrar de la Compañía:


Clientes de petróleo crudo $ 37,712 $ 11,497 Impuestos por cobrar 8,462 8,238 Otras cuentas por cobrar 9,818 5,233

Total $ 55,992 $ 24,968

Las cuentas por cobrar a clientes de petróleo crudo normalmente se cobran unos 45 días después del mes de producción. La política de la Compañía para mitigar el riesgo de crédito asociado a estos saldos consiste en establecer relaciones de comercialización con grandes compradores, negociar el pago anticipado y obtener garantías o seguros de crédito, o ambos. Históricamente, la Compañía no ha experimentado ningún problema de cobranza con sus clientes de petróleo crudo. El efectivo y los equivalentes de efectivo consisten en saldos bancarios en efectivo y depósitos a corto plazo con vencimiento menor de 90 días. La Compañía gestiona su exposición crediticia relacionada con inversiones a corto plazo seleccionando a las contrapartes de acuerdo con sus calificaciones crediticias,

260

da seguimiento a todas las inversiones a fin de asegurar un rendimiento estable, y evita las entidades de inversión complejas, que representan un mayor riesgo -por ejemplo, las de papel comercial respaldado por activos. El valor en libros de las cuentas por cobrar, el efectivo y los equivalentes de efectivo y el efectivo restringido representan la máxima exposición crediticia. Al 31 de diciembre de 2009, la Compañía no tiene constituida una reserva o provisión para cuentas de dudosa recuperación; y durante los años terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008 no se vio obligada a cancelar en libros ninguna cuenta por cobrar. A continuación se muestran los vencimientos de las cuentas por cobrar de la Compañía:


No vencidas (menos de 45 días) $ 54,114 $ 23,894 Vencidas entre 0-30 días 77 738 Vencidas entre 31-120 días 1,801 336

Total $ 55,992 $ 24,968

Riesgo de liquidez El riesgo de liquidez es el riesgo de que la Compañía no pueda cumplir con sus obligaciones financieras a su vencimiento. La Compañía gestiona la liquidez a modo de asegurarse, con medios razonables, que sea suficiente para cumplir con sus obligaciones a su vencimiento, ya sea en condiciones normales o inusuales, sin incurrir en pérdidas inaceptables o poner en riesgo sus objetivos de negocios. La Compañía prepara presupuestos de gastos de capital anuales, les da seguimiento con regularidad y los actualiza cuando es necesario. La producción de petróleo crudo se supervisa diariamente con el objeto de calcular el flujo de efectivo corriente, y los gastos de capital se controlan mediante autorizaciones de gastos de los proyectos. Para facilitar el programa de gastos de capital, la Compañía tiene una línea de crédito basado en una reserva rotativa, como se indica en la Nota 7. El siguiente cuadro presenta los vencimientos contractuales de los pasivos financieros al 31 de diciembre de 2009:


Cuentas por pagar y pasivo acumulado $ 106,834 $ 106,834 $ – $ –

Cartas de crédito 19,852 5,645 2,375 11,832

Obligaciones convertibles – capital 81,700 81,700 – –

Total $ 208,386 $ 194,179 $ 2,375 $ 11,832

Riesgo de mercado El riesgo de mercado es el riesgo de que los cambios en los factores de mercado, tales como los tipos de cambio, los precios de los productos básicos y las tasas de interés, afecten los flujos de efectivo, la utilidad neta, la liquidez o el valor de los instrumentos financieros de la Compañía. La gestión del riesgo de mercado tiene por objeto mitigar las exposiciones a éste cuando se considera necesario y maximizar los rendimientos. Riesgo de divisas El riesgo de divisas es el riesgo de que el valor justo o los flujos de efectivo futuros de un instrumento financiero fluctúen a causa de variaciones en los tipos de cambio. La Compañía está expuesta a estas variaciones debido a que algunos de sus gastos están denominados en pesos colombianos y dólares canadienses. Al 31 de diciembre de 2009, si el dólar estadounidense hubiera registrado un alza de 5% frente al peso colombiano y todas las demás variables se hubieran mantenido constantes, la cifra

261

correspondiente a la utilidad neta y otra utilidad integral del ejercicio habría resultado $5.0 millones arriba ($1.9 millones arriba en 2008), principalmente debido al pasivo de impuestos sobre la renta futuros y las cuentas por pagar denominadas en pesos. Al áno terminado el 31 de diciembre de 2009, la Compañía no tenía ningún contrato de divisas a término. Riesgo de precios de los productos básicos El riesgo de precios de los productos básicos es el riesgo de que las variaciones en estos precios causen fluctuaciones en el valor justo o los flujos de efectivo futuros de un instrumento financiero. Las variaciones importantes de los precios de los productos básicos también pueden afectar la base de empréstitos de la Compañía en el marco de su línea de crédito con garantía. La reducción de dichos precios puede mermar la capacidad de la Compañía para reunir capital. Los sucesos económicos internacionales que determinan los niveles de oferta y demanda influyen en los precios del petróleo crudo. Periódicamente, la Compañía intenta mitigar el riesgo de precios de los productos básicos mediante el uso de instrumentos financieros derivados. Una política de la Compañía es celebrar únicamente contratos de productos básicos que considera adecuados hasta por un máximo del 50% de sus volúmenes de producción proyectados. En el áno terminado el 31 de diciembre de 2009, la Compañía no tenía vigente ningún contrato de gestión de riesgos. Durante el áno terminado el 31 de diciembre de 2008, la Compañía registró una pérdida de $2.8 millones (una ganancia no realizada de $5.8 millones). La pérdida realizada durante el período con respecto a las liquidaciones mensuales reales y la ganancia no realizada representan la variación en el valor justo de los contratos relacionados con las liquidaciones futuras estimadas. Riesgo de tasas de interés El riesgo de tasas de interés es el riesgo de que el valor justo o los flujos de efectivo futuros de un instrumento financiero fluctúen debido a variaciones en las tasas de interés de mercado. La Compañía está expuesta al riesgo de flujo de efectivo de tasas de interés en su deuda bancaria a tasa de interés flotante, en la medida en que la utilice, debido a las fluctuaciones en las tasas de interés de mercado y el riesgo de precio de las tasas de interés sobre las obligaciones convertibles a tasa fija. El resto de sus activos y pasivos financieros no está expuesto al riesgo de tasas de interés. Actualmente la Compañía no tiene una sensibilidad significativa a las tasas de interés. Al áno terminado el 31 de diciembre de 2009, la Compañía no tenía ningún contrato de intercambio de tasas de interés o financiero. Clasificación, evaluación y valor justo de los instrumentos financieros Los instrumentos financieros de la Compañía consisten en efectivo y equivalentes de efectivo, efectivo restringido, cuentas por cobrar, cuentas por pagar y pasivo acumulado, deuda bancaria y obligaciones convertibles en el balance general. Estos instrumentos se informan en el balance general al costo amortizado, excepto el efectivo y los equivalentes de efectivo, que se contabilizan a su valor justo. Al 31 de diciembre de 2009 no se registró ninguna diferencia importante entre el valor en libros y el valor justo de los instrumentos financieros, como se muestra en el siguiente cuadro:

Instrumento financiero Valor

en libros Valor justo Gastos por

intereses

Activos conservados para fines de negociación

Efectivo y equivalentes de efectivo(1)

61,600 61,600 –

Efectivo restringido 1,375 1,375 –

Préstamos y cuentas por cobrar

Cuentas por cobrar 55,992 55,992 –

Otros pasivos

262

Cuentas por pagar y pasivo acumulado 106,834 106,834 –

Deuda bancaria – – 2,627 (2)

Obligaciones convertibles 76,829 79,249 (3)

7,183 (4)

(1)

El rendimiento real de los equivalentes de efectivo al 31 de diciembre de 2009 fue de 0.24% (0.56% al 31 de diciembre de 2008).

(2) Se incluye en los gastos por intereses en el estado de operaciones. Incluye intereses, compromisos

y otros cargos relacionados con líneas de crédito y la amortización de costos de financiamiento diferidos de $0.5 millón con respecto a la deuda bancaria de la Compañía. La amortización de los costos de financiamiento diferidos se incluye en el estado de flujo de efectivo.

(3) Debido a la falta de información sobre las negociaciones activas, es difícil evaluar de una manera fiable el valor justo de las obligaciones convertibles. En octubre y noviembre de 2008, la Compañía recompró $18.3 millones de obligaciones al 61% del monto de capital. La Compañía estimó el valor justo de las obligaciones convertibles basándose en transacciones de mercado recientes. Al 31 de diciembre de 2009, el monto de capital de las obligaciones convertibles era de $81.7 millones.

(4) Se incluye en los gastos por intereses en el estado de operaciones. Los gastos por intereses no

monetarios relativos a la acumulación de los costos iniciales de descuento y de transacción compensados contra este pasivo se incluyen en la acumulación de las obligaciones convertibles en el estado de flujo de efectivo. El rendimiento real de las obligaciones convertibles fue de 9.7%.

Petrominerales clasifica el valor justo de estas transacciones de acuerdo con la siguiente jerarquía, que se basa en los datos de mercado observables utilizados para valuar el instrumento. • Nivel 1 – Cotizaciones de mercado disponibles en mercados activos para activos o pasivos idénticos

a la fecha del informe correspondiente. Los mercados activos son aquellos en que las transacciones ocurren con la frecuencia y el volumen suficientes para proporcionar continuamente información sobre precios.

• Nivel 2 – La información sobre precios difiere de las cotizaciones de mercados activos que se indican

en el nivel 1. Los precios clasificados en el nivel 2 son directa o indirectamente observables a la fecha del informe correspondiente. Las valuaciones del nivel 2 se basan en información que incluye cotizaciones a término de productos básicos, valor especulativo y factores de volatilidad, que en su mayor parte se pueden observar o corroborar en el mercado.

• Nivel 3 – Las valuaciones de este nivel son aquellas que contienen información sobre el activo o el

pasivo que no se basa en datos observables del mercado. Los instrumentos financieros de la Compañía se evaluaron con arreglo a esta jerarquía de valor justo. El efectivo y los equivalentes de efectivo se clasifican en el nivel 1 y las obligaciones convertibles, en el nivel 2. La evaluación de la importancia de determinada información para establecer el valor justo requiere buen juicio y puede afectar la clasificación de los instrumentos financieros según esta jerarquía. La deuda bancaria genera intereses a tasa flotante, por lo que su valor justo se aproxima a su valor en libros. Debido a la naturaleza a corto plazo del efectivo y los equivalentes de efectivo, el efectivo restringido, las cuentas por cobrar y las cuentas por pagar y el pasivo acumulado, el valor en libros de estos instrumentos se aproxima a su valor justo. Nota 14 – Cambios en el capital de trabajo no monetario


Cambio en: $ $

Cuentas por cobrar (31,024) (17,957)

Cuentas por pagar y pasivo acumulado 44,110 617

Inventario (1,376) - Agotamiento incluido en el inventario 741 (367)

$ 12,451 $ (17,707)

263

Cambios relacionados con:

Atribuibles a actividades de operación $ (4,809) $ (25,171) Atribuibles a actividades de inversión $ 17,260 $ 7,464

Nota 15 – Compromisos y contingencias

El siguiente cuadro resume los compromisos contractuales de la Compañía al 31 de diciembre de 2009:


Obligaciones convertibles (1)

$ 81,700 $ 81,700 $ - $ -

Colombia - Contratos de exploración (2)

68,100 40,900 27,200 -

Contrato de transporte(3)

53,365 5,915 35,588 11,862

Perú - Contrato de exploración (2

) 1,400 1,400 - -

Monterrey - instalación de descarga 2,400 2,400 - -

Arrendamiento de oficina 9,400 1,800 3,800 3,800

Total 216,365 134,115 66,588 15,662 (1)

Las obligaciones convertibles vencen el 6 de diciembre de 2010.

(2) Conforme a los contratos de exploración, dentro de los tres próximos años la Compañía debe cumplir con compromisos de trabajo por un total de $69.5 millones. Estos compromisos forman parte de las actividades normales de exploración, que incluyen costos de propiedades, adquisición y procesamiento de datos sísmicos y pozos de exploración de perforación. La Compañía ha emitido cartas de crédito por un total de $18.8 millones y pignorado $1.4 millón de efectivo restringido para garantizar las obligaciones estipuladas en estos contratos de exploración.

(3) La Compañía celebró un contrato de transporte en firme para la entrega de 10,000 barriles de petróleo diarios en la cuenca Llanos de Colombia.

Adquisición de PanAndean Petrominerales hizo una oferta de compra de la totalidad de las acciones emitidas y en circulación de PanAndean Resources plc (AIM:PRE) a manera de un esquema de arreglo. La contraprestación en efectivo suma alrededor de £18.7 millones ($28.5 millones) antes de gastos y está sujeta a la aprobación de los accionistas de PanAndean, prevista para abril de 2010. Contingencias En estos momentos la Compañía no puede prever la resolución final de ciertas controversias en que Petrominerales se ha visto envuelta en el curso de sus actividades normales. Petrominerales contabiliza los costos en el período en que se incurren o pueden determinarse. La Dirección estima que la resolución de estos asuntos no tendría ningún efecto sustancial adverso en la situación financiera o los resultados operativos consolidados de la Compañía.