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Toronto, Canadá, Miércoles, 14 de Marzo de 2012 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunció hoy la publicación de sus resultados financieros consolidados para el año culminado el 31 de Diciembre de 2011, junto con su Informe de Gestión (Management Discussion and Analysis -"MD&A") para el periodo correspondiente. Estos documentos se publicarán en la página web de la Compañía y en SEDAR en: www.sedar.com. La Compañía ha fijado una teleconferencia para inversionistas y analistas para el Jueves 15 de Marzo a las 8:00 a.m. (Hora de Bogotá) / 9:00 a.m. EDT (Hora de Toronto) / 10:00 a.m. (Hora de Rio de Janeiro), para discutir los resultados de fin de año del 2011 de la Compañía. Se invita a los analistas e inversionistas interesados a participar utilizando las instrucciones de acceso disponibles al final de la presente nota de prensa.

Destacados 2011

 La producción creció 52% con respecto al año anterior, con un promedio de 86.497 boe/d netos después de regalías, soportada mayoritariamente por el aumento de producción de los campos petroleros Rubiales y Quifa SO.

 Se reporta por primera vez la producción de petróleo de las áreas Quifa Norte y Sabanero para Diciembre 2011, las cuales contribuirán al crecimiento en el 2012.

 El EBITDA del año se dobló a $1.95 millardos, soportado por el crecimiento de la producción y retornos netos más altos.

 Las Utilidades Netas aumentaron a $554.3 millones en el 2011, de $265.1 millones en el 2010.

 Las Utilidades Netas Ajustadas de las Operaciones aumentaron a $749.1 millones en el año, de $346.9 millones en el 2010.

 Total de gastos de capital de $1.1 millardos, incluyendo gastos de exploración de $267 millones; una subida marginal en comparación con $954 millones de total gastos en el 2010.

 Crecimiento en el 2011 de las reservas netas Probadas más Probables (“2P”) de 52% sumando 169.5 millones de boe, mayoritariamente a través de la perforación de pozos por exploración. Remplazo de reservas 2P de 547%, y aumento del Índice de vida de Reservas (“RLI”) 2P a 13.0 de 11.5 hace un año.

 Diversificación exitosa de la base de reservas ya que el campo Rubiales ahora representa menos del 30% de la base de reservas neta de la Compañía de 60% en el 2008.

 Primera certificación de reservas netas de 44 millones de bbl 2P (Probable) del bloque de E&P CPE-6 a finales del 2011.

 Certificación independiente de recursos para un total de 2.8 millardos de boe como Mejor Estimado (P50), a partir de la evaluación de los 25 bloques de exploración de la Compañía.

 Éxito de exploración de 84%, de la perforación de 69 pozos exploratorios, de avanzada y estratigráficos.

 Mayor optimización de la infraestructura de transporte de petróleo con un aumento de la capacidad de trasporte total del ODL (que transporta petróleo de los campos Rubiales y Quifa, y en el cual PRE mantiene una participación de capital del 35%) a 340 Mbbl/d en Diciembre; y comienzo de la construcción nuevas instalaciones para la mezcla de diluyentes en Cusiana.

 En el primer trimestre de 2012, la Compañía incrementó su dividendo de U.S. $ 0,093 por acción común a U.S. $ 0,11/acción, un reflejo del aumento de flujo de caja de la Compañía.

Ronald Pantin, Chief Executive Officer de la Compañía comentó: “El 2011 fue otro año excepcional en cuanto a crecimiento para Pacific Rubiales, y la Compañía tuvo un año muy exitoso en cuanto a su ejecución operacional y el posicionamiento estratégico.

Nuestra producción se incrementó más de 50%, y las adiciones de reservas estuvieron muy por encima de nuestro ritmo de adición de reservas con 5.5 boe de reservas 2P incorporadas por cada boe producido durante el año. Los resultados financieros fueron sólidos en todos los índices importantes, doblando los Ingresos, EBITDA, las Utilidades Netas y las Utilidades Netas Ajustadas de las Operaciones, en un año. La Compañía realizó su primera producción del área Quifa Norte, la cual esperamos que sigua creciendo en el 2012. Adicionalmente, Maurel & Prom Colombia, B.V., una compañía en la cual poseemos indirectamente una participación de 49,999%, realizó su primera producción del área Sabanero.

Estoy particularmente complacido con el crecimiento continuo y la diversificación exitosa de la base de reservas de la Compañía, sustentada por las primeras certificaciones de reservas en Quifa, y nuevas adiciones de reservas en Sabanero y la primera certificación de reservas en el bloque de E&P CPE-6. El campo Rubiales ahora representa menos del 30% de la base actual de reservas, y las nuevas adiciones sustentan el crecimiento de los objetivos de producción futuros de Pacific Rubiales.

Anticipo con seguridad otro año emocionante en el 2012, con una base de producción soportada en reservas sólidas, y la continuidad de la actividad exploratoria que evaluará una amplia base de recursos que impulsará el crecimiento continuo de la Compañía en el mediano y largo plazo.”

Resumen Financiero

A continuación, un resumen de los resultados financieros para el trimestre y el año que culminaron el 31 de Diciembre de 2011 y 2010 (una análisis y discusión más detallado puede obtenerse en el Informe de Gestión (MD&A) del 2011 de la Compañía):

CUADRO

 (1) Ver detalles adiciones en la Sección 5 denominada “Discusión del Cuarto Trimestre de 2011 y Resultados Operativos Anuales – Balance de Suministro y Ventas”, MD&A 2011.

(2) Ver la Sección 9 denominada “Discusión del Cuarto Trimestre de 2011 y Resultados Financieros Anuales – Posición Financiera – EBITDA” y la Sección 17 denominada “Medidas Financieras Adicionales”; MD&A 2011.

(3) Las utilidades ajustadas de las operaciones son una medida financiera no incluida en los IFRS que representa la utilidad neta con ajustes de ciertos aspectos de naturaleza no-operativa que incluye ítems que no son efectivo. La Compañía evalúa su desempeño con base en la utilidad ajustada de las operaciones. La conciliación “Utilidad Neta Ajustada de la Operaciones”, lista los efectos de ciertos aspectos no-operacionales que son incluidos en los resultados financieros de la Compañía. La utilidad neta ajustada de las operaciones puede no ser comparable con medidas similares presentadas por otras compañías. Ver Sección 3 denominada “Resumen Financiero y Operativo – Cuadro de Utilidad Neta Ajustada de Operaciones”, y la Sección 17 denominada “Medidas Financieras Adicionales”; 2011 MD&A.

(4) El numero básico promedio ponderado de acciones comunes circulantes para el año que culminó el 31 de Diciembre de 2011 y 2010 fue 271.985.534 (totalmente diluidas–298.271.197) y 262.945.271 (totalmente diluidas–274.788.797), respectivamente.

(5) Ver detalles adicionales explicados en la Sección 9 denominada “Discusión de los Resultados Financieros del Cuarto Trimestre y del Año 2011”; 2011 MD&A.

Retornos Netos Operativos de Petróleo y Gas natural

La Compañía produce y vende petróleo crudo y gas natural. También adquiere petróleo crudo de terceras personas como diluentes y con fines de negocios, los cuales se incluyen en el “volúmenes diarios vendidos” reportado. El retorno neto operativo combinado de petróleo y gas natural durante el año que culminó el 31 de Diciembre de 2011 fue $58.24, 44% más alto que en el mismo periodo en el 2010. La mayoría del incremento se debe a los precios de petróleo y gas que se lograron alcanzar en este lapso de tiempo.

Los retornos netos operativos para los años que culminan el 31 de Diciembre de 2011 y 2010 son los siguientes (una discusión and análisis detallado conjuntamente con los retornos netos segmentados del cuarto trimestre puede obtenerse en el MD&A 2011 de la Compañía):

CUADRO

(1) Ver los comentarios a continuación. El término ''boe'' usado en el presente cuadro puede desorientar, en particular si se usa de manera aislada. Una tasa de conversión de boe de pies cúbicos a barriles está basada en un método de conversión de equivalencia de energía principalmente aplicable a la punta del quemador y no representa un valor de equivalencia en la cabeza del pozo. En el presente MD&A hemos utilizado boe con el estándar de conversión Colombiano de 5.7 Mcf: 1 bbl requerido por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia.

(2) Los datos de retorno neto operativo combinado están basados en el promedio ponderado diario de volumen vendido que incluye los diluyentes necesarios para el mejoramiento de la mezcla Rubiales.

(3) Los costos de producción principalmente incluyen los costos de extracción y otros costos de producción tales como personal, energía, seguridad, seguros y otros.

(4) Incluye los costos de trasporte de petróleo crudo y gas a través de los oleoductos y camiones tanque en los cuales incurrió la Compañía para llevar los productos para el envió a los clientes. El aumento con relación al periodo anterior en el 2010 se debe principalmente al aumento de volumen de petróleo crudo trasportado a través de camiones tanque por el aumento de producción, junto con un aumento en los costos totales de trasporte terrestre en Colombia durante el 2011.

(5) El costo neto de mezcla se estima en $3,14 por bbl de crudo Rubiales, tomando en cuenta un precio promedio de adquisición de diluyente entregado en el campo Rubiales de $103,13/bbl (Petróleo liviano de 37º API y gas natural a 81.6º API), más pagos del oleoducto desde el campo Rubiales hasta Coveñas de $7,76 por bbl, menos el precio promedio de venta de Mezcla Rubiales (Castilla) de $97,23 por bbl, multiplicado por la tasa de mezcla promedio Rubiales de 23%. Manteniendo el costo de dilución del periodo anterior del 2010 ($3.12/bbl).

(6) Otros costos principalmente corresponden a regalías sobre la producción de gas, mantenimiento de la carretera externa en el campo Rubiales, fluctuación del inventario, costo de negociación de petróleo crudo, costo de almacenamiento y el efecto neto de la cobertura (hedge) de moneda extranjera de los costos operativos en los cuales se incurrió en pesos Colombianos (“COP”) durante el periodo. Ver los cometarios adicionales en la Sección 11 denominada “Contratos de Manejo de Riesgo”; MD&A 2011.

(7) Corresponde al efecto neto de la posición overlift para el periodo que suma $6.4 millones, el cual generó una reducción en los costos de producción combinados de $0,17/boe como se explica en la Sección 9 denominada “Discusión del 2011 Cuarto Trimestre y Resultados Financieros Anuales – Posición Financiera – Costos de Operación”; MD&A 2011.

Resumen sobre Producción

La Compañía produce petróleo crudo y gas natural de varios campos, todos localizados en Colombia. La Compañía opera la mayoría de su producción. La producción neta después de regalías promedio durante el año que culminó el 31 de Diciembre de 2011 fue de 86.497 boe/d, 52% más alta que el mismo periodo en el 2010.

La producción promedio de los campos de mayor producción de la Compañía para los años que culminaron el 31 de Diciembre de 2011 y 2010 es la siguiente (una discusión y análisis detallados conjuntamente con la producción segmentada del cuarto trimestre puede obtenerse en el MD&A 2011 de la Compañía):

CUADRO

 (1) La participación después de regalías es neta sin el consumo interno en el campo.

(2) Incluye el campo Quifa SO y producción temprana de los prospectos de Quifa Norte. La participación de la Compañía antes de regalías en el campo Quifa SO es 60% y disminuye de acuerdo a una clausula de precios altos que le otorga producción adicional a Ecopetrol. El 27 de Septiembre de 2011, Ecopetrol y la Compañía acordaron iniciar un proceso de arbitraje para definir la interpretación de esta clausula y su efecto sobre la división de la producción. Mientras tanto, ambas compañías han acordado la aplicación de la formula de la ANH para asignar la participación adicional a ECP, desde Abril del 2011, hasta que culmine la decisión del arbitraje. Ver comentarios adicionales en la Sección del MD&A denominada "Distribución de Volumen para Ciertos Campos ".

(3) Las regalías sobre la producción de gas del campo La Creciente son pagaderas en efectivo y contabilizadas como parte del costo de producción. Las regalías sobre los condensados se pagan en especie, representando un pequeño impacto en la participación neta después de regalías. La Compañía inició actividades para incrementar la capacidad de procesamiento a 120 MMcfd en la Estación La Creciente y también en el proyecto Abocol de manera de incrementar en 4.5 MMcf/d de ventas de gas de este campo.

(4) Ecopetrol acordó la perforación un pozo de desarrollo y un pozo inyector durante el cuarto trimestre de 2011. La Compañía inicio el Contrato de Ingeniería, Procura y Construcción para una planta de tratamiento de agua nueva.

(5) Durante el segundo trimestre de 2011, Ecopetrol confirmó que no extenderá la duración del Contrato Caguan, donde está ubicado el campo Rio Ceibas (operado por Petrobras – la participación de la compañía es 27.3%). En consecuencia, el contrato de asociación fue terminado el 31 de Diciembre de 2011.

(6) El incremento en la producción bruta en comparación con el 2010 fue causado por las ventas de gas natural producido en el campo, las cuales comenzaron durante el año y fueron incluidas en el presente reporte a principios del segundo trimestre de 2011. Las ventas de gas comprimido promediaron 0.7 MMcf/d en Diciembre de 2011. El gas restante actualmente se está inyectando y usando para la generación de energía para el consumo interno. El aumento de producción también se debe a los servicios completados en algunos de los pozos en producción.

(7) Otros pozos en producción ubicados en los bloques Cerrito, Puli, Moriche, Las Quinchas, Buganviles, Sabanero y Guasimo.

La Compañía ha fijado una teleconferencia para inversionistas y analistas para el Jueves 15 de Marzo a las 8:00 a.m. (Hora de Bogotá) / 9:00 a.m. EDT (Hora de Toronto) / 10:00 a.m. (Hora de Rio de Janeiro), para discutir los resultados de fin de año del 2011 de la Compañía. Entre los participantes estarán Ronald Pantin, Chief Executive Officer, José Francisco Arata, Presidente y miembros selectos de la alta gerencia.

La teleconferencia en vivo se llevará a cavo en inglés con traducción simultánea al Español. La Compañía publicará una presentación en su página web antes de la teleconferencia; se podrá tener acceso a ella través de: www.pacificrubiales.com.

Se invita a los analistas e inversionistas interesados a participar utilizando los siguientes números de acceso:

Número para Participantes (Internacional/Local): (647) 427-7450

Número para Participantes (Gratuito Colombia): 01-800-518-0661 Número para Participantes (Gratuito Norte América): 1-888-231-8191 Número de Identificación de la Conferencia (En Inglés): 58864238

Número de Identificación de la Conferencia (En Español): 59804796

La conferencia será transmitida en línea y podrá accederse a ella a través del siguiente link: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.

Una grabación de la conferencia estará disponible hasta las 23:59 pm (EST), del 29 de Marzo de 2012, a la cual se podrá tener acceso mediante los siguientes números de acceso:

Encore Toll Free Dial-in Number: 1-855-859-2056

Encore Local Dial-in-Number: 416-849-0833

Encore ID (English Participants): 58864238 Encore ID (Spanish Participants): 59804796

Pacific Rubiales, una compañía Canadiense productora de gas natural y crudo pesado posee el 100 por ciento de Meta Petroleum Corp., una compañía petrolera Colombiana operadora de los Bloques Rubiales y Piriri en la Cuenca de Los Llanos en asociación con Ecopetrol S.A., la compañía estatal petrolera de Colombia, y el 100 por ciento de Pacific Stratus Energy Corp., la cual opera el campo de gas natural La Creciente. La Compañía está enfocada en la identificación de oportunidades primordialmente en la Cuenca de Los Llanos Orientales de Colombia al igual que otras áreas en Colombia y en el norte del Perú. Pacific Rubiales tiene participación en la operación de 43 bloques en Colombia, Perú y Guatemala.

Las acciones ordinarias de la Compañía se cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto, en la Bolsa de Valores de Colombia, y como Brazilian Depository Receipts en la Bolsa de Valores Mercadorias e Futuros de Brasil, bajo lo símbolos de cotización PRE, PREC, y PREB respectivamente.

PARA MAYOR INFORMACIÓN

Christopher (Chris) LeGallais

Vicepresidente Ejecutivo, Relaciones con los Inversionistas

+1 (647) 295-3700

Carolina Escobar V Gerente, Relaciones con los Inversionistas +57 (1) 646-2727 ext. 1266

Avisos

Nota Cautelar Concerniente a la Información con Miras al Futuro

Este comunicado de prensa contiene información con miras al futuro. Toda declaración, diferente a hechos históricos, que se ocupe de actividades, eventos o acontecimientos los cuales la compañía cree, espere o anticipe que sucederán o puedan suceder en el futuro (incluyendo, sin limitación a, declaraciones referentes a estimativos y/o suposiciones con respecto a la producción, ingreso, flujo de caja y costos, estimativos de reservas y recursos, reservas y recursos potenciales y los planes y objetivos de exploración y desarrollo) son información con miras al futuro. Esta información con miras al futuro refleja las expectativas o creencias actuales de la Compañía con base en la información actualmente disponible. La información con miras al futuro está sujeta a un sinnúmero de riesgos e incertidumbres que pueden hacer que los resultados reales de la Compañía difieran de manera importante de aquellos discutidos en la información con miras al futuro, e incluso aún sí dichos resultados reales se materializan completamente o se materializan en buena medida, no se puede garantizar que estos tengan las consecuencias o efectos esperados sobre la Compañía. Los factores que pueden hacer que los resultados o eventos reales difieran sustancialmente de las expectativas actuales incluyen, entre otros los siguientes: la incertidumbre sobre los estimados de capital y costos de operación, estimados de producción y el retorno económico estimado; la posibilidad que las circunstancias reales difieran de los estimados y presunciones; fracaso en establecer las reservas y recursos estimados; fluctuación en los precios del petróleo y las tasas de cambio; inflación, cambios en los mercados bursátiles; acontecimientos políticos en Colombia, Guatemala o Perú; cambios en los reglamentos que afectan las actividades de la compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y costos del financiamiento futuro necesario; las incertidumbres inherentes a la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; y los demás riesgos divulgados bajo el título “Factores de Riesgo” y en otras secciones del Formulario Anual de Información fechada Marzo 14 de 2012 radicado en SEDAR at www.sedar.com. Cualquier información con miras al futuro habla solo a partir de la fecha en la cual se emitió, y excepto como lo requieran las leyes aplicables a los títulos valores, la compañía descarta cualquier intento u obligación de actualizar cualquier información con miras al futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos o resultados futuros o de cualquier otra naturaleza. Aunque la Compañía cree que las presunciones inherentes a la información con miras al futuro son razonables, dicha información con miras al futuro no es garantía del desempeño futuro y por consiguiente no se debe otorgar indebida confianza a dicha información debido a la incertidumbre inherente a la misma. Adicionalmente, los niveles de producción reportados pueden no reflejar las tasas de producción sostenibles y las tasas de producción futuras puede variar significativamente con relación a las tasas de producción reflejadas en la presente nota de prensa debido a, entre otros factores, dificultades o interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos.

Remplazo de Reservas

El remplazo de la producción se calcula dividiendo las adiciones de reservas entre la producción del mismo periodo. Las adiciones de reservas en un periodo determinado, en este caso el año 2011, son calculadas mediante la suma de una o más revisiones y la mejora de recuperación, extensiones y descubrimientos, adquisiciones y desinversiones. El costo de remplazo de reservas se calcula dividiendo el capital total invertido en el descubrimiento, desarrollo y adquisiciones restando desinversiones entre las adiciones de reservas en el mismo periodo.

Conversión Boe

El Boe puede desorientar, en particular si se usa de manera aislada. La proporción de conversión 5.7 mcf: 1 bbl esta basada en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable a la punta del quemador y no representa un valor de equivalencia en la cabeza de pozo. Los valores estimados revelados en la presente nota de prensa no reflejan un valor justo de mercado. Los estimados de reservas e ingresos netos futuros para propiedades individuales puede no reflejar el mismo nivel de confianza que los estimados de reservas e ingresos netos futuros de todas las propiedades, debido a los efectos del agregado.