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Toronto,  Canadá,  quinta-feira,  4  de dezembro  de 2014  – Pacific  Rubiales  Energy Corp. (TSX:PRE, BVC: PREC,BOVESPA:PREB) tem o prazer de anunciar suas perspectivas e prognósticos operacionais para o ano de 2015. Todos os valores deste comunicado ao mercado estão em dólar americano e todos números de produção são líquidos, após os volumes de royalty, salvo indicação contrária.

Por favor note que, conforme divulgado anteriormente, foi agendada uma teleconferência com investidores  e analistas  para 4 de dezembro  de 2014,  quinta-feira,  às 8:00 a.m. (horário  de Toronto e Bogotá), e às 11:00 a.m. (horário do Rio de Janeiro), para discutir as perspectivas e os prognósticos para o ano de 2015. Os analistas e investidores interessados estão convidados a participar usando as instruções de dial-in, disponíveis no verso desse comunicado ao mercado.

Perspectivas e Prognósticos para 2015 – Destaques:

•    Produção de 155 para 160 Mboe/d, um aumento de aproximadamente 5 a 8% acima do esperado dos níveis de produção de 2014.

•    A base de cálculo da média de preço do petróleo WTI  de US$ 70,00/bbl durante o ano e a média de 2014 do diferencial de preço de referência Brent-WTI.

•    Espera-se que a média da realização do preço do petróleo seja, aproximadamente, o preço de referência WTI.

•   EBITDA de US$ 1,9 para US$ 2,1 bilhões e Fluxo de Fundos (Fluxo de Caixa) de US$

1,45 para US$ 1,55 bilhão.

•    Despesas de capital com Exploração e Desenvolvimento (“E&D”) de US$ 1,5 bilhão, com mais de 80% direcionados ao desenvolvimento de perfurações e instalações, e o restante em grande parte direcionado à exploração de baixo risco.

•    Despesas com desenvolvimento  de perfurações de US$ 768 milhões, visando campos atualmente em produção e campos em desenvolvimento, com expectativa de perfuração

381 poços brutos (233 líquidos) na Colômbia e no Peru.

•    Despesas com instalações de US$ 483 milhões, visando campos atualmente em produção e campos em desenvolvimento.

•    Despesas  com  exploração  de  US$  226  milhões,  visando  principalemnte  poços  de avaliação   de  baixo   risco,   com  a  perfuração   de  18   poços   brutos   (10  líquidos) principalmente na Colômbia, Peru e Brasil.

•    A Companhia celebrou um contrato com a Alfa S.A.B de C.V. (“ALFA”) para formação de um nova joint venture mexicana, com 50% de participação de cada companhia, para desenvolver, conjuntamente, os projetos de petróleo e gás no México.

•    A Companhia tem a flexibilidade de ajustar seu programa de capital às trocas dos preços do petróleo, estimando a sensilidade do EBITDA em US$ 55 – USS$ 60 milhões para cada US$ 1/bbl no movimento do preço de petróleo.

Ronald Pantin, Diretor Presidente (Chief Executive Officer), comentou:

“Os resultados de 2014 estão variados, mas apesar do desafio das condições operacionais e, mais recentemente do declínio dos preços globais do petróleo, espera-se que os resultados de produção e financeiros fiquem na parte de baixo dos nossos prognósticos para o final do ano de 2014, representando, aproximadamente, 15% de crescimento ano após ano.

Durante  o  ano,  a  produção  no  campo  de  Rubiales  foi  abaixo  da  planejada  devido  a  uma combinação de condições climáticas úmidas e um atraso nas licenças para o início das atividades de Agrocascada. Por outro lado, nossa produção de petróleo leve em 2014 excedeu nossa expectativa  planejada e nós estamos  atualmente  produzindo  aproximadamente  53 Mbbl/d  de petróleo leve e médio, combinadas as produções da Colômbia e Peru, com aproximadamente

30% da entrega dessa produção por meio da broca de perfuração. A produção no campo Quifa

SW em 2014 também excedeu nossas expectativas.

Uma vez recebidas todas as licenças para a Agrocascada e a aprovação do contrato de financiamento com nossa parceira, a Ecopetrol S.A., nós esperamos que a produção cresça no campo de Rubiales e volte a níveis mais altos em 2015. Adicionalmente ao nosso novo desenvolvimento de petróleo pesado no bloco CPE-6, nós esperamos comissionar as primeiras fases de instalações antes do final do ano e iniciar o desenvolvimento da perfuração.

Espera-se  que a produção  total do ano de 2015 seja entre 155 a 160 Mboe/d,  gerando  um EBITDA de aproximadamente US$ 1,9 à US$ 2,1 bilhões, considerando a média de preço do petróleo  WTI  a US$  70,00/bbl.  Espera-se  que o fluxo de fundo  (“fluxo  de caixa”)  seja  de aproximadamente US$ 1,45 a US$ 1,55 bilhão, suficientes para financiar completamente o nosso programa de investimentos planejado para 2015. Em um ambiente de preços de petróleo mais baixos, nosso programa de despesas com capital em 2015 é focado no curto prazo e em volumes de alta margem. Ao definir as perspectivas e os prognósticos da Companhia para 2015, nós escolhemos ser tanto cautelosos quanto prudentes em um ambiente incerto, mantendo a flexibilidade,  assumindo  um  preço  do  petróleo  mais  baixo,  e  ajustando  o  capital  para corresponder ao fluxo de caixa gerado internamente. Embora acreditemos que os preços baixos serão relativamente  de curta duração, estaremos  monitorando  de perto o ambiente externo e teremos flexibilidade para nos ajustar conforme os preços mais baixos ou mais altos, conforme o caso.

A Companhia vende sua produção de petróleo com as misturas de referência Castilla e Vasconia. No ambiente de preços de petróleo mais baixos, acompanhado por uma redução significativa da margem Brent-WTI, nós esperamos receber um desconto de US$ 2 a US$ 3 no petróleo WTI para Castilla e um prêmio de US$ 1 a US$ 2 no petróleo WTI para Vasconia. Com o oleoduto Bicentenario em plena operação, espera-se que a mistura Vasconia seja responsável por mais de

60% dos volumes de vendas de petróleo da Companhia.

Para desenvolver  nosso plano de prognósticos  para 2015, nós classificamos  todos os nossos programas de potenciais capitais medidos com base em: 1) retorno, 2) materialidade, e 3) tempo de volume de produção. Isto nos permite alocar capital para os projetos com retornos mais altos. Nós também iremos cortar gastos discricionários com exploração em mais de 50%, alocando o capital para projetos de exploração e avaliação de menor risco e de curto e médio prazo. A capacidade da Companhia de reduzir significativamente as despesas de capital e ainda atingir crescimento de 5 a 8% ilustra a força e flexibilidade do nosso diversificado portfólio.

"Reduzir os custos operacionais continuará sendo prioridade. Nosso objetivo em 2015 é atingir custos operacionais de caixa (produção somada a transporte e custos com diluentes) de menos de US$ 30/boe, impulsionado, principalmente, pela completa eletrificação do campos Quifa SW, pelo início das atividades do projeto Agrocascada de eliminação de água por meio de irrigação e outras eficiências operacionais. Nós somos produtores de baixo custo, considerando que mais de

60% de nossa produção é de petróleo pesado. É importante reconhecer que os nossos custos operacionais já contabilizam os preços para o acesso ao alto mar, o qual nos permite alcançar preços internacionais e acessar aos melhores mercados do mundo. Também planejamos reduzir as despesas G&A em linha com gastos mais baixos de capital.

A Companhia espera um excedente de capital de giro de US$ 300 a US$ 400 milhões (líquido de dívida bancária de curto prazo) durante o ano, o que nos permite financiar completamente o programa de capital e outras exigências de caixa com fluxo de caixa gerado internamente e a vista. Durante o ano de 2014, nós eliminamos toda a nossa dívida corporativa de curto prazo, prolongando o vencimento da dívida de longo prazo. Espera-se que nosso crédito rotativo de US$ 1,0 bilhão permaneça inexplorado durante o ano, mas nos forneça maior liquidez, se for necessário sob circunstâncias e ambiente especiais.

Nossa monetização planejada de ativos midstream continuará. Esperamos fechar a venda de 43% dos ativos da Pacific Midstream por cerca de US$ 320 milhões para a Corporação Financeira Internacional (International Financial Corporation) antes do final do ano de 2014. A Companhia possui formas adicionais para levantar dinheiro, sem afetar a produção, incluindo, o restante de

57%  de  ativos  da  Pacífic  Midstream,  que  são  outros  ativos  midstream,  incluindo  nossa participação de 41% na Pacific Infrastructure, e alienação de pequenas propriedades produtoras e de exploração de menor importância.

Nossas contínuas discussões com potenciais parceiros estão sendo concretizadas e temos o prazer de  anunciar  a  formação  de  uma  Joint  Venture  no  México.  Nós  celebramos  um  contrato preliminar com a ALFA com relação a formação de uma companhia de joint venture no México, onde cada empresa terá participação de 50%. A Joint Venture também permitirá: (i) um estudo conjunto de, e licitação em, ativos da rodada inicial de licitações de petróleo e gás no México em

2015 (“Primeira Rodada de Licitações”); (ii) a aquisição de contratos de serviço, tendo em vista migrá-los para contratos de exploração e produção; (iii) o desenvolvimento de ativos de petróleo e gás natural no México; e (iv) o desenvolvimento de qualquer negócio acessório para o negócio de petróleo no México, incluindo projetos de mid-stream.

"Esperamos que as oportunidades no México possam competir em termos de retorno e materialidade com os melhores projetos que temos na Colômbia e no Peru. Estamos ansiosos para fornecer mais detalhes sobre a companhia de Joint Venture e sobre os projetos dessa nossa Joint Venture mexicana em um futuro próximo.

Em resumo, a Pacific Rubiales inicia 2015 de forma sólida. Nós reduzimos nossas despesas de capital para coincidir com o fluxo de caixa esperado em um ambiente de preços do petróleo mais baixos e temos a flexibilidade e discricionariedade para ajustar ao ambiente externo. Nós prolongamos o vencimento de nossa dívida corporativa e temos meios importantes para adquirir um montante de dinheiro adicional. Vamos alocar o capital para os projetos de maior retorno. Estamos muito animados com as oportunidades  que vemos no México e esperamos que nos proporcione  um crescimento  adicional nos próximos anos, juntamente com os nossos outros projetos na Colômbia e Peru.

Estamos ansiosos para um ano excitante em 2015 à medida que continuamos nossa estratégia de crescimento  reproduzível  e rentável,  construindo,  para  o benefício  à longo  prazo  de nossos acionistas,  funcionários  e  outras  partes  interessadas,  a  companhia  líder  focada  em  E&P  na América Latina.”

Destaques de despesas de capital em 2015:

A Companhia reduziu as expectativas de despesas de capital em E&P em 2014 do prognóstico original de US$ 2,5 bilhões para US$ 2,3 bilhões, compensando a produção anual na margem inferior do nosso prognóstico e os preços baixos mundiais do petróleo no segundo semestre do ano.

Em 2015, as estimativas de despesas de capital E&D deverão totalizar US$ 1,5 bilhão, uma queda significativa de mais de 35% se comparadas ao estimado nas despesas de 2014, refletindo o  ambiente  atual  de preços  baixos  de  petróleo.  Este  programa  de  investimentos  deverá  ser financiado pelo fluxo de caixa gerado internamente, de acordo com os pressupostos do plano, e consiste nas seguintes grandes despesas de capital:

•    US$  768  milhões  em  desenvolvimento  de  perfuração,  com  57%  direcionada  para  o crescimento e / ou manutenção dos níveis de produção de petróleo pesado na Colômbia, e

43% direcionado ao desenvolvimento de petróleo leve e médio na Colômbia e no Peru. No Peru, 11 poços de desenvolvimento de petróleo bruto (5 de petróleo líquido) serão perfurados, visando aumentar a produção em cerca de 2 Mbbl /d.

•    US$  483  milhões  em  construções  e  infraestrutura,  em  campos  de  produção  como Rubiales e Quifa SW na Colômbia, e campos em desenvolvimento na Colômbia (CPE-6 e Rio Ariari) e no Peru (Bloco Z-1). Despesas com instalações e infraestrutura também serão direcionadas ao campo La Creciente, visando aumentar a nossa produção de gás natural para alimentar o início das atividades do nosso projeto de exportação FLNG.

•    US$ 226 milhões em atividades de exploração, uma queda significativa nas despesas de exploração  em 2014.  As despesas  em 2015 serão  direcionadas  para  a exploração  de petróleo pesado e leve na Colômbia e petróleo leve no Peru e no Brasil. Na Colômbia, 12 poços de exploração de petróleo bruto (8 de petróleo leve) serão perfurados, incluindo poços de exploração e estratigráficos nos blocos CPE-6, Rio Ariari, Quifa e Sabanero. No Peru, 5 poços de petróleo bruto (2 de petróleo líquido) de exploração serão perfurados, no bloco Z-1 localizado offshore e no bloco 131 localizado onshore.

Um resumo do plano de orçamento e das principais atividades de 2015 do são fornecidas na

tabela a seguir:

1 Inclui despesas sísmicas e G&G.

Detalhes da Teleconferência de perspectivas e prognósticos de 2015

A Companhia agendou uma teleconferência para investidores e analistas no dia 4 de dezembro de 2014, quinta-feira, às 8:00 a.m. (horário de Bogotá e Toronto) e 11:00 a.m. (horário do Rio de Janeiro), com o objetivo de discutir as Perspectivas e Prognósticos da Companhia para 2015. Dentre os participantes presentes estarão Ronald Pantin, Diretor-Presidente (Chief Executive Officer), José Francisco Arata, Presidente, e outros membros selecionados da alta administração da Companhia.

A teleconferência  em tempo real será conduzida em inglês com tradução simultânea para o espanhol. A Companhia divulgará uma apresentação em seu website anteriormente à teleconferência, o qual poderá ser acessado pelo seguinte link:  www.pacificrubiales.com

Analistas e investidores interessados estão convidados a participar nos seguintes números para ligação (dial-in numbers):

Um replay da teleconferência estará disponível até às 23:59 p.m. (horário de Toronto) do dia 18 de dezembro de 2014, o qual poderá ser acessado da seguinte forma:

Número para ligação (Toll Free):                                                       1-855-859-2056

A Pacific Rubiales, uma companhia com sede no Canadá e produtora de gás natural e petróleo pesado bruto, é detentora de 100% do capital da Meta Petroleum Corp., que opera nos campos de Rubiales, Piriri e Quifa, localizados na Bacia de Llanos, e 100% do capital da Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera o campo de gás natural de La Creciente na área noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales também adquiriu 100% da Petrominerales Ltd, que possui ativos de petróleo leve e pesado na Colômbia e ativos de petróleo e gás no Peru, 100% da PetroMagdalenaEnergy Corp., que possui ativos de petróleo leve na Colômbia, e 100% da C&C Energia Ltd., que possui ativos de petróleo leve na bacia de Llanos. Adicionalmente,  a Companhia diversificou seu portfolio de ativos além da Colômbia, o que inclui ativos de produção e exploração no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana e Papua Nova Guiné.

As ações ordinárias de emissão da Companhia são negociadas na Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange) e na Bolsa de Valores da Colômbia (La Bolsa de Valores de Colômbia), e, sob a forma de Certificados  de Depósito de Ações (Brazilian  Depositary  Receipts – BDRs),  na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros de São Paulo, no Brasil, respectivamente sob os códigos PRE, PREC e PREB.

Avisos

Nota de Advertência relativa a Declarações sobre Estimativas e Projeções

Este comunicado à imprensa contém informações sobre estimativas e projeções. Todas as informações, exceto   declarações   de  fatos   históricos,   relativas   a  atividades,   eventos   ou  acontecimentos   cuja concretização  a  Companhia  acredita,  espera  ou  prevê  que  ocorrerá  ou  poderá  ocorrer  no  futuro (inclusive, entre outras, declarações sobre estimativas e/ou premissas relativas a produção, receita, fluxo de caixa e custos,  estimativas  de reservas  e recursos,  recursos  e reservas  potenciais,  e os planos  e objetivos  de  exploração  e  desenvolvimento  da  Companhia)  são  consideradas  estimativas  projeções. Essas estimativas e projeções refletem as expectativas e crenças atuais da Companhia e se baseiam em informações disponíveis no momento para a Companhia. Estimativas e projeções estão sujeitas a uma série de riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da Companhia sejam significativamente  diferentes  daqueles  discutidos  nas  estimativas  e  projeções,  e, mesmo  quando  tais resultados  são alcançados,  mesmo  que substancialmente,  não há garantia  de suas consequências  ou efeitos  para  a Companhia.  Os fatores  que poderiam  causar  diferenças  relevantes  nos resultados  ou eventos reais em comparação  com as expectativas  atuais incluem,  entre outros: incertezas  ligadas a estimativas  de  custos  de  capital  e  operacionais,   estimativas  de  produção  e  retorno  econômico; possibilidade   de   que   as   circunstâncias   reais   sejam   diferentes   das   estimativas   e   premissas; impossibilidade de se estabelecer estimativas de recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e taxas de câmbio; inflação; mudanças nos mercados de ações; acontecimentos políticos na Colômbia, Peru, Guatemala,  Brasil, Papua-Nova  Guiné, Guiana e México; alterações  nas regulamentações  que afetem  as atividades  da Companhia;  incertezas  quanto  à disponibilidade  e custos  de  financiamento necessários  no futuro;  incertezas  envolvidas  na interpretação  dos resultados  de perfuração  e outros dados geológicos,  e outros riscos divulgados  em “Fatores de Risco” ou em qualquer outro local do formulário de informações anuais da Companhia datado de 13 de março de 2014 e arquivado na SEDAR no endereço www.sedar.com. As estimativas e projeções são válidas apenas na data de sua divulgação e, exceto conforme exigido pelas leis de valores mobiliários aplicáveis, a Companhia se exime da intenção ou obrigação de atualizar quaisquer  dessas informações  em decorrência  de novos dados, eventos ou resultados  futuros,  ou de outra forma. Embora  a Companhia  acredite  que as premissas  inerentes  às informações sobre estimativas e projeções sejam razoáveis, tais informações não são garantia de desempenho  futuro e, portanto, não devem ser alvo de confiança indevida em razão da incerteza que nelas possa estar contida.

Adicionalmente,  níveis  relatados  podem  não refletir  as taxas  de produção  sustentável  e as taxas  de produção  futuras  podem  diferir  materialmente  das taxas de produção  refletidas  neste  comunicado  à imprensa devido, entre outros fatores, a dificuldades ou interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.

Conversão de Barril de Petróleo Equivalente (boe)

O  termo  “boe”  é  usado  nesse  comunicado  ao  mercado.  A  unidade  boe  poderá  induzir  a  erro, principalmente se utilizada isoladamente. Uma razão de conversão de boe de 5,7 Mcf: 1 barril tem como base  um  método  de  conversão  de  equivalência  de  energia  aplicável  principalmente  na  ponta  do queimador e não representa uma equivalência de valor na cabeça de poço.

As reservas de gás natural da Companhia estão em La Creciente, Guama e outros blocos da Colômbia, bem como no campo Piedera Redonda no bloco Z-1 no Peru. Para todas reservas de gás natural na Colômbia, o termo boe foi expresso usando a conversão padrão colombiana de 5,7 Mcf: 1bbl requisitado pelo Ministério de Minas e Energia da Colômbia e para todas as reservas de gás natural no Peru, o termo  boe  foi  expresso  usando  a  conversão  padrão  peruana  de  5,626  Mcf:  1bbl  requisitado  pela Perupetro S.A. Se a conversão padrão de 6,0 Mcf: 1bbl for usado por todas as reservas de gás natural da Companhia, isso deverá levar a um resultado de redução das reserva líquidas de P1 e 2P da Companhia, aproximadamente 4,9 e 6,0 Mmboe, respectivamente.

Definições

Linguagem

Este  Comunicado  à  Imprensa  foi  preparado  no  idioma  Inglês  e  posteriormente  traduzido  para  o Espanhol e Português. No caso de quaisquer diferenças entre a versão em Inglês e os suas respectivas traduções, o documento Inglês deverá prevalecer.

PARA MAIORES INFORMAÇÕES:

Christopher (Chris) LeGallais

Vice-Presidente Sênior de Relações com Investidores