Parex Resources : Proporciona Adiciones a las Reservas de Nuevos Campos Operacionales, Aumenta las Reservas por Acción y Extiende su IVR a 11 años

Comunicado de prensa

4 de febrero de 2021

Parex Proporciona Adiciones a las Reservas de Nuevos Campos

Operacionales, Aumenta las Reservas por Acción y Extiende su IVR a

11 años

Calgary, Canadá

Parex Resources Inc. ("Parex" o la "Compañía") (TSX:PXT) tiene el agrado de anunciar los resultados de su evaluación de reservas anual e independiente al 31 de diciembre de 2020 y de proporcionar una actualización operacional.

La información operativa y financiera que se incluye a continuación se basa en los resultados anticipados no auditados de la Compañía para el año en ejercicio con fecha de cierre al 31 de diciembre de 2020. Todas las cifras incluidas en este documento están expresadas en dólares estadounidenses ("USD"), a menos que se indique lo contrario.

Informe Acerca de las Reservas de la Compañía Para el Año Fiscal 2020

Sobre una base de deuda ajustada, las reservas de producción probadas y desarrolladas ("PDP") por acción aumentaron en un 18% y las reservas probadas más probables ("2P") por acción aumentaron en un 14%. Parex concluyó el año 2020 con un capital de trabajo de aproximadamente $320 millones y sin deuda. En el 2021, contamos con varias oportunidades para obtener un crecimiento rentable continuo y esperamos generar un flujo de caja libre significativo, que supere los gastos de capital y que sea adecuado para respaldar el programa de recompra de acciones de la Compañía.

Para el año en ejercicio con fecha de cierre al 31 de diciembre de 2020, Parex:

• Añadió 18.5 millones de barriles de petróleo equivalente ("MMbpe") ("PDP"), 6.3 MMbpe de reservas probadas ("1P"), y 13.1 MMbpe de reservas 2P reemplazando respectivamente el 108%, 37% y 77% de la producción total en el 2020 (17.03 MMbpe);
• Agregó reservas nuevas importantes, incluyendo 7 MMbpe de 1P, 17 MMbpe de 2P y 34 MMbpe de probadas más probables más posibles ("3P") en los bloques VIM-1 (La Belleza) y Fortuna (Cayena). Con 3 de los 14 pozos que se planean ya perforados, la inscripción de nuevas reservas se logró por medio de un programa de exploración limitado debido a la pandemia del COVID- 19;
• Incrementó las reservas de PDP en un 2% interanualmente, de 71 MMbpe a 72 MMbpe (98% de petróleo crudo);
• Incrementó las reservas 3P en un 7% de 261 MMbpe a 280 MMbpe (92% de petróleo crudo);
• Aumentó las reservas ajustadas de deudas por acción de la siguiente manera: PDP 18%, 1P 7% y 2P 14%, ya que las actividades de exploración limitada fueron complementadas por el programa de recompra de acciones;

1

• Contabilizó gastos de descubrimiento, desarrollo y adquisición ("DDyA") de PDP por un valor de $7.73 por barril de petróleo equivalente ("bpe"), lo que resultó en un coeficiente de reciclaje de retorno neto de flujo de fondos proveniente de operaciones de 2.5 veces, utilizando el flujo de fondos proveniente de operaciones ("FFO") no auditado del T4 de 2020 de $19.15/bpe.
• Logró gastos de descubrimiento y desarrollo (DyD) de 2P y gastos de DDyA de 2P de $8.45/bpe. Utilizando el flujo de fondos proveniente de operaciones no auditado del T4 de 2020 de $19.15/bpe, el coeficiente de reciclaje del retorno neto de flujo de fondos proveniente de operaciones de DDyA de 2P fue de 2.3 veces.
• Se incrementó el índice de vida de reservas 2P a 11 años;
• Contabilizó, después del pago de impuestos, un valor neto de los activos ("VNA") 1P por acción de CAD $20.19 y un VNA de 2P de CAD $27.43 por acción, descontado al 10% y utilizando el precio proyectado en el Informe de GLJ del 2020 (según se define en el presente documento).
• Logró, después del pago de impuestos, un VNA de 1P por acción de CAD $17.49 y un VNA de 2P de CAD $22.47 por acción, descontado al 10% y usando un precio de crudo Brent constante de $50/bbl.
• Se logró una producción promedio diaria de aproximadamente 46,518 bpe al día ("bpe/d"), lo que representa una disminución del 12% con respecto a la producción promedio diaria de 2019 utilizando una conversión de seis mil pies cúbicos ("Mpc") de gas a un barril de petróleo. La producción fue menor en el 2020 debido al cierre voluntario, a la actividad de perforación reducida debido a la pandemia del COVID-19 y a la volatilidad de los precios del crudo. Se obtuvo una producción de 6,021 barriles de petróleo crudo ligero y de petróleo crudo medio al día ("bppd"), de 39,197 de crudo pesado ("bppd") y de 7,800 Mpc ("Mpc/d") de gas natural convencional al día.

Se estima una producción promedio de aproximadamente 46,642 bpe/d para el T4 del 2020, un incremento del 5% en comparación con los 6,637 bpe/d de petróleo crudo ligero y medio, los 38,332 bpe/d de petróleo crudo pesado y los 10,038 Mpc/d de gas natural convencional que se obtuvieron en el T3 del 2020.

Volúmenes Brutos de Producción del T4 y de Cierre del Año 2020 por Tipo de Producto

			Para el año con fecha de
	Tres meses con fecha de	cierre al 31 de
	cierre al 31 de diciembre,		diciembre,
Tipo de producto	2020(2)	2019	2020(2)	2019
Petróleo Crudo Ligero y Medio	6,637	8,346	6,021	7,214
(bbl/d)(1)
Petróleo Crudo Pesado (bbl/d)	38,332	44,740	39,197	44,494
Gas Natural Convencional (Mpc/d)	10,038	6,810	7,800	5,874
Equivalente de Petróleo (bpe/d)	46,642	54,221	46,518	52,687

1. Bbl/d se define como barriles al día.
2. Se estiman los volúmenes de producción de los tres meses con fecha de cierre al 31 de diciembre de 2020 y para el año con fecha de cierre al 31 de diciembre de 2020.

Informe Sobre las Reservas al Cierre del Ejercicio de 2020: Comentario Sobre las Reservas

Los siguientes cuadros resumen la información incluida en el informe independiente de reservas preparado por GLJ Petroleum Consultants Ltd. ("GLJ") con fecha del 4 de febrero de 2021 y con fecha vigente al 31 de diciembre de 2020 (el "Informe 2020 de GLJ"), comparando la información con el informe independiente de reservas preparado por GLJ el 5 de febrero de 2020 con fecha vigente al 31 de diciembre de 2019 (el "Informe 2019 de GLJ"), y el informe independiente de

2

reservas preparado por GLJ el día 7 de febrero de 2019 con fecha vigente al 31 de diciembre de 2018 (el "Informe 2018 de GLJ" y conjuntamente con los Informes 2020 y 2019 de GLJ, los "Informes GLJ"). Cada Informe GLJ se preparó de acuerdo con las definiciones, las normas y los procedimientos incluidos en el Manual Canadiense de Evaluación de Petróleo y Gas ("Manual CEPG") y el Instrumento Nacional 51-101,Estándares de Divulgación para las Actividades Petroleras y de Gas ("NI 51-101"). La información adicional sobre reservas como lo exige el NI 51-101 se incluirá en el Formulario de Información Anual de la Compañía para el año fiscal 2020, el cual se registrará con SEDAR antes del 31 de marzo de 2021. De acuerdo con la moneda de referencia de la Compañía, todas las cifras están expresadas en dólares estadounidenses, a menos que se indique lo contrario.

La recuperación y las estimaciones de las reservas suministradas en este comunicado de prensa se consideran únicamente como estimaciones, y no se garantiza que las reservas estimadas puedan recuperarse. Con el tiempo, las reservas concretas podrán ser superiores, o inferiores, a las estimaciones que se suministran en este documento. En algunos de los cuadros siguientes, el total de las columnas puede no ser exacto debido al redondeo de las cifras.

Todas las reservas presentadas al 31 de diciembre de 2020 se basan en los precios proyectados por GLJ vigentes al 1ro de enero de 2021; todas las reservas presentadas al 31 de diciembre de 2019 se basan en los precios pronosticados por GLJ vigentes al 1ro de enero de 2020; y todas las reservas presentadas al 31 de diciembre de 2018 se basan en los precios pronosticados por GLJ vigentes al 1ro de enero de 2019.

Las reservas de Parex están ubicadas en las cuencas de los Llanos y del Magdalena Medio de Colombia. Las adiciones de las reservas en el Informe 2020 de GLJ provinieron principalmente del exitoso programa de exploración y evaluación para la perforación de pozos.

La Compañía registró aumentos importantes de reservas 3P debido a las siguientes actividades corporativas:

• Descubrimientos de exploración en el pozo La Belleza del Bloque VIM-1.
• Extensiones de perforación en el pozo Cayena del Bloque Fortuna.

Volumen de las Reservas Brutas al Cierre del Ejercicio 2020

	31 de diciembre de	cambio
				con respecto
	2018	2019	2020	al 31 de dic.
Categoría de las Reservas	Mbpe(1)	Mbpe(1)	Mbpe (1)(2)	de 2019
Probadas Desarrolladas Produciendo (PDP)	62,612	70,946	72,373	2%
Probadas Desarrolladas No Produciendo	7,246	6,699	15,087	125%
Probadas No Desarrolladas	51,835	61,180	40,623	-34%
Probadas (1P)	121,693	138,825	128,083	-8%
Probables	62,982	59,599	66,408	11%
Probadas + Probables (2P)	184,674	198,423	194,491	-2%
Posibles (3)	77,392	62,661	85,995	37%
Probadas + Probables + Posibles (3P)	262,066	261,085	280,486	7%

1. Mbpe se define como miles de barriles de petróleo equivalente.
2. Todas las reservas se presentan como participación activa de Parex antes de regalías. Las reservas netas después de regalías de 2020 son: PDP 64,157 Mbpe, probadas desarrolladas no produciendo 12,948 Mbpe, probadas no desarrolladas 35,589 Mbpe, 1P 112,693 Mbpe, 2P 167,986 Mbpe y 3P 240,968 Mbpe.
3. Ver la sección "Nota de advertencia acerca de las reservas" para la descripción de cada categoría de reserva. Las reservas "Posibles" son aquellas reservas adicionales que tienen menos certeza de ser recuperadas que las reservas probables. Existe un 10 por ciento de probabilidad de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o excedan la suma de las reservas probadas más probables más posibles.

3

Reservas Brutas Para el Año 2020 por Bloque

			Probadas +
		Probadas +	Probables +
	Probadas	Probables	Posibles (1)
Bloque	Mbpe (1)	Mbpe (1)	Mbpe
Cabrestero	17,108	24,002	30,008
Capachos	6,886	10,904	15,665
LLA-34	87,887	127,976	173,687
VIM-1	5,306	12,893	24,050
Otros bloques	10,896	18,716	37,076
Total	128,083	194,491	280,486

1. Todas las reservas se presentan como participación activa de Parex antes de regalías. Ver la sección "Nota de advertencia acerca de las reservas" para la descripción de cada categoría de reserva. Las reservas "Posibles" son aquellas reservas adicionales que tienen menos certeza de ser recuperadas que las reservas probables. Existe un 10 por ciento de probabilidad de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o excedan la suma de las reservas probadas más probables más posibles.

Volúmenes de Reservas Brutas al Cierre del Ejercicio 2020 Por Tipo de Producto (1)

	Probadas		Total	Total Probadas
	Desarrolladas	Total	Probadas +	+ Probables +
Tipo de producto	Produciendo	Probadas	Probables	Posibles
Petróleo Crudo Liviano y Mediano	5,883	16,433	31,330	59,095
(Mbbl) (2)
Petróleo Crudo Pesado (Mbbl)	64,949	105,524	150,842	200,304
Líquidos de Gas Natural (Mbbl)	147	353	569	765
Gas Natural Convencional	8,363	34,637	70,501	121,931
(MMpcd)(3)
Equivalente de aceite (Mboe)	72,373	128,083	194,491	280,486

1. Todas las reservas se presentan como participación activa de Parex antes de regalías. Ver la sección "Nota de advertencia acerca de las reservas" para la descripción de cada categoría de reserva. Las reservas "Posibles" son aquellas reservas adicionales que tienen menos certeza de ser recuperadas que las reservas probables. Existe un 10 por ciento de probabilidad de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o excedan la suma de las reservas probadas más probables más posibles.
2. Mbbl se define como miles de barriles
3. MMpc se define como un millón de pies cúbicos

Índice de Vida de las Reservas ("IVR")

	31 de diciembre	31 de diciembre	31 de diciembre
	de 2018(1)	de 2019(2)	de 2020(3)
Probadas Desarrolladas	3.5 años	3.6 años	4.3 años
Produciendo (PDP)
Probadas (1P)	6.8 años	7.0 años	7.5 años
Probadas más Probables (2P)	10.3 años	10.0 años	11.4 años

1. Se calculó dividiendo el monto de la categoría de reservas pertinente por la producción promedio del T4 de 2018 de 49,300 bpe/d anualizado (compuesto por 5,771 bppd de petróleo crudo ligero y de petróleo crudo medio, 42,788 bppd de petróleo crudo pesado y 4,446 Mpc/d de gas natural convencional).
2. Se calculó dividiendo el monto de la categoría de reservas pertinente por la producción promedio del T4 de 2019 de 54,221 bpe/d anualizado (compuesto por 8,346 bppd de petróleo crudo ligero y petróleo crudo medio, 44,740 bppd de crudo pesado y 6,810 Mpc/d de gas natural convencional).
3. Se calculó dividiendo el monto de la categoría de reservas pertinente por la producción estimada del T4 de 2020 de 46,642 bpe/d anualizado (compuesto por 6,637 bppd de petróleo crudo ligero y de petróleo crudo medio, 38,332 bppd de crudo pesado y 10,038 Mpc/d de gas natural convencional).

Proyección a Cinco Años Para los Precios del Petróleo Crudo - Informe de GLJ (enero de 2020 y 2021)

	2020	2021	2022	2023	2024	2025
Precio ICE Brent (USD$/bbl) - 1ero de	67.00	68.00	71.00	73.00	75.00	76.00
enero de 2020
Precio ICE Brent (USD$/bbl) - 1ero de	43.30(1)	50.75	55.00	58.50	61.79	62.95
enero de 2021

1. Precio promedio real de ICE Brent en el 2020

4

Capital de Desarrollo Futuro ("CDF") (000s) - Informe de GLJ 2020 (1)

Categoría
de las								Total
Reservas	2021	2022	2023	2024	2025	2026+	Total CDF	CDF/bpe
PDP	$20,519	$0	$0	$0	$0	$0	$20,519	$0.28
1P	$152,301	$104,756	$38,233	$1,136	$0	$2,142	$298,568	$2.33
2P	$174,194	$147,745	$66,798	$7,599	$0	$26,407	$422,742	$2.17

1. Los valores CDF están expresados en dólares estadounidenses no descontados y están basados en los pronósticos de precios de GLJ del 1ero de enero de 2021.

Resumen del Valor Actual Neto de las Reservas Antes del Pago de Impuestos - Proyección Brent de GLJ (1)(2)

		VAN10	VAN10	VAN10
		31 de	31 de	31 de
		diciembre	diciembre	diciembre
		de 2019	de 2020	de 2020
Categoría de las Reservas		(miles) (2)	(miles) (2)	(CAD/acción)(3)
Probadas Desarrolladas Produciendo (PDP)	$	2,000,514	1,514,956	14.74
Probadas Desarrolladas no Produciendo		183,610	248,729
Probadas no Desarrolladas		1,320,420	597,463	22.97
Probadas (1P)	$	3,504,544	2,361,149
Probables		1,347,556	979,935	32.50
Probadas + Probables (2P)	$	4,852,099	3,341,084
Posibles (4)		1,478,283	1,284,690	45.00
Probadas + Probables + Posibles (3P)	$	6,330,382	4,625,774

1. Los valores actuales netos ("VAN10") se expresan en dólares estadounidenses y se descontaron al 10 por ciento. Ver la sección "Nota de advertencia acerca de las reservas" para la descripción de cada categoría de reserva. Los precios proyectados que se usan en el cálculo del valor actual de ingresos netos futuros se basan en los precios proyectados de GLJ del 1ro de enero de 2020 y del 1ro de enero de 2021, respectivamente. La proyección de precio de GLJ al 1ro de enero de 2021 se incluirá en el Formulario de Información Anual de la Compañía para el año fiscal 2020.
2. Incluye el CDF al 31 de diciembre de 2019 de $19 millones para PDP, $362 millones para 1P, $453 millones para 2P y $537 millones para 3P. CDF al 31 de diciembre de 2020 de $21 millones para PDP, $299 millones para 1P, $423 millones para 2P y $542 millones para 3P.
3. VAN10 por acción se calcula, al 31 de diciembre de 2020, como VAN10, antes del pago de impuestos, dividido por 131 millones de acciones básicas en circulación al 31 de diciembre de 2020 y con una conversión USD/CAD de 1.2732.
4. Las reservas posibles son aquellas reservas adicionales que tienen menos certeza de ser recuperadas que las reservas probables. Existe un 10 por ciento de probabilidad de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o excedan la suma de las reservas probadas más probables más posibles.

Resumen del Valor Actual Neto de las Reservas Después del Pago de Impuestos - Proyección Brent de GLJ (1)(2)

		VAN10	VAN10	VNA
		31 de	31 de	31 de
		diciembre	diciembre	diciembre
		de 2019	de 2020	de 2020
Categoría de las Reservas		(miles) (2)	(miles) (2)	(CAD/acción)(3)
Probadas Desarrolladas Produciendo (PDP)	$	1,630,512	1,261,769	15.39
Probadas Desarrolladas no Produciendo		126,764	171,766
Probadas no Desarrolladas		896,013	395,908	20.91
Probadas (1P)	$	2,653,289	1,829,443
Probables		929,239	669,994	27.43
Probadas + Probables (2P)	$	3,582,528	2,499,437
Posibles (4)		1,022,739	882,572	36.02
Probadas + Probables + Posibles (3P)	$	4,605,267	3,382,009

1. Los valores actuales netos se expresan en dólares estadounidenses y se descontaron al 10 por ciento. Todas las reservas se presentan como participación activa de Parex antes de regalías. Ver la sección "Nota de advertencia acerca de las reservas" para la descripción de cada categoría de reserva. Los precios proyectados que se usan en el cálculo del valor actual de ingresos netos futuros se basan en los precios proyectados de GLJ del 1ro de enero de 2020 y del 1ro de enero de 2021, respectivamente. La proyección del precio de GLJ al 1ro de enero de 2021 se incluirá en el Formulario de Información Anual de la Compañía para el año fiscal 2020.
2. Incluye el CDF al 31 de diciembre de 2019 de $19 millones para PDP, $362 millones para 1P, $453 millones para 2P y $537 millones para 3P. CDF al 31 de diciembre de 2020 de $21 millones para PDP, $299 millones para 1P, $423 millones para 2P y $542 millones para 3P.

1. El valor actual neto ("VAN") se calcula al 31 de diciembre de 2020 como VAN10 después del pago de impuestos más capital de trabajo estimado de $320 millones USD (conversión USD/CAD=1.2732), dividido por 131 millones de acciones básicas en circulación al 31 de diciembre de 2020.

5

1. Las reservas "Posibles" son aquellas reservas adicionales que tienen menos certeza de ser recuperadas que las reservas probables. Existe un 10 por ciento de probabilidad de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o excedan la suma de las reservas probadas más probables más posibles.

Valor Neto de los Activos al 31 de Diciembre de 2020 - a un Precio Constante de Crudo Brent de $50(1) (2)

	Probadas			Probadas +
	Desarrolladas		Probadas +	Probables +
	Produciendo	Probadas	Probables	Posibles
VNA10% después del pago de	10.45	14.38	19.36	25.66
impuestos (CAD/acción)
Capital de Trabajo (CAD/acción)	3.11	3.11	3.11	3.11
VAN (CAD/Acción)	13.56	17.49	22.47	28.77

1. El valor actual neto ("VAN") se calcula al 31 de diciembre de 2020 como VAN10 después de impuestos más capital de trabajo estimado de USD 320 millones (conversión USD/CAD=1.2732), dividido por 131 millones de acciones básicas en circulación al 31 de diciembre de 2020.
2. A solicitud de Parex, el Informe 2020 de GLJ se calculó usando un precio constante de crudo Brent de $50/bbl.

Conciliación de Reservas Brutas al Cierre del Ejercicio de 2020

				Total Probadas +
			Total Probadas +	Probables +
		Total Probadas	Probables	Posibles
		Mbpe	Mbpe	Mbpe
	31 de diciembre de 2019	138,825	198,423	261,085
Revisiones Técnicas (1)	(3,060)	(3,601)	1,967
Descubrimientos (1)	5,306	12,893	24,050
Ampliaciones (3)	4,038	3,802	10,410
Producción	(17,026)	(17,026)	(17,026)
31 de diciembre, 2020(4)	128,083	194,491	280,486

1. Las revisiones técnicas de las reservas están asociadas con la evaluación de LLA-34.
2. Los descubrimientos de las reservas están asociados con la evaluación del pozo La Belleza en el bloque VIM-1.
3. Las extensiones de las reservas están asociadas con las evaluaciones del pozo Cayena en el bloque Fortuna.
4. Sujeto a los ajustes finales de conciliación. Todas las reservas se presentan como participación activa de Parex antes de regalías. Ver la sección "Nota de advertencia acerca de las reservas" para la descripción de cada categoría de reserva. Las reservas "Posibles" son aquellas reservas adicionales que tienen menos certeza de ser recuperadas que las reservas probables. Existe un 10 por ciento de probabilidad de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o excedan la suma de las reservas probadas más probables más posibles. Las estimaciones de reservas y el ingreso neto futuro para propiedades individuales pueden no reflejar el mismo nivel de confianza que las estimaciones de reservas e ingreso neto futuro para todas las propiedades, debido a los efectos de agregación.

Cálculo de Métrica de las Reservas Brutas de la Compañía (1)

		2020		3 años
USD$ (miles)	Probadas		Probadas
	Desarrolladas		+	Probadas +
	Produciendo	Probadas	Probables	Probables
Gastos de capital (1)	141,000	141,000	141,000	651,539
Gastos de capital - cambio en CDF	1,644	(63,516)	(30,406)	(9,694)
Capital total	142,644	77,484	110,594	641,845
Adquisiciones Netas	-	-	-	-
Adquisiciones Netas - cambio en CDF	-	-	-	-
Total de Adquisiciones Netas	-	-	-	-
Capital Total Incluyendo Adquisiciones	142,644	77,484	110,594	641,845
Adiciones de Reservas	18,453	6,284	13,094	84,720
Adiciones Netas de Reservas por Adquisición	-	-	-	-
Adiciones de Reservas Incluyendo
Adquisiciones (2) (Mbpe)	18,453	6,284	13,094	84,720
Costos de DyD (2) ($/bpe)	7.73	12.33	8.45	7.58
				6

Costos de DDyA (2) ($/bpe)	7.73	12.33	8.45	7.58
Flujo de fondos estimados para el T4 del 2020 por	19.15	19.15	19.15	23.84
bpe (1)(3) ($/bpe)
Coeficiente de reciclaje- -DyD(2)(3)	2.5x	1.6x	2.3x	3.1x
Coeficiente de reciclaje - DDyA (2)(3)	2.5x	1.6x	2.3x	3.1x

1. Se calculó usando los gastos de capital estimados y no auditados y el flujo de fondos estimado y no auditado proveniente de operaciones al 31 de diciembre de 2020. Ver advertencia sobre "Información Financiera No Auditada". Todas las reservas se presentan como participación activa de Parex antes de regalías. Ver la sección "Nota de advertencia acerca de las reservas" para la descripción de cada categoría de reserva.
2. El agregado de los costos de exploración y desarrollo incurridos en el año financiero más reciente y el cambio durante ese año en los costos estimados de desarrollo futuro no reflejarán generalmente los costos totales de descubrimiento y desarrollo relacionados con las adiciones de reservas para ese año.
3. El coeficiente de reciclaje se calcula como flujo de fondos proveniente de operaciones por bpe dividido por el DyD o el DDyA, según sea el caso. El flujo de fondos proveniente de operaciones por bpe para 3 años se calcula usando los volúmenes de ventas promedio ponderados.

Informe actualizado sobre las operaciones

Bloque Fortuna (100% de participación activa, Operador): Parex perforó el pozo de exploración horizontal Cayena-1 hasta una profundidad de 8,560 pies y registró posibles zonas petroleras en múltiples formaciones. Posteriormente, la Compañía perforó con éxito 3,042 pies de pozo horizontal en la Formación Galembo, una de las posibles zonas petroleras identificadas en registros de pozos abiertos. El pozo abierto se completó y se probó bajo un flujo natural después de obtener un flujo de limpieza inicial en el pozo. Durante la prueba inicial de 461 horas, se recuperaron un total de 15,812 barriles de petróleo 24 API a una relación de gas y petróleo de 280 pies cúbicos estándar por barril de petróleo ("pce/bbl") y una tasa de producción promedio de 824 bppd. El caudal máximo registrado durante la prueba fue de 1,375 bppd y el caudal durante las últimas 24 horas de la prueba fue de 540 bppd. La presión de flujo del tubo disminuyó de 1,300 psi inicialmente a 400 psi al final de la prueba, mientras que el corte de agua se mantuvo en 0.4% durante toda la prueba. Los registradores de presión de orificio inferior indicaron que la reducción máxima registrada al final de la prueba fue del 55%. Después de obtener el flujo principal se llevó a cabo una acumulación del pozo durante 25 días y posteriormente se reanudó la producción del pozo a un volumen de producción de 600-1000 barriles de petróleo al día. Un total de 8,489 barriles de petróleo adicional se han recuperado después de 253 horas para una tasa promedio de 805 bppd con un corte de agua constante del 0.4%. Para mejorar la productividad, Parex instalará un sistema de levantamiento artificial en el pozo Cayena-1. Para evaluar el descubrimiento de Cayena, en el T3 de 2021, la Compañía planea perforar 1-2 pozos de evaluación horizontal adicionales y perforará los pozos subequilibrados para minimizar posibles daños en la formación.

Nuevo Presidente y Director General - Imad Mohsen

A partir del 4 de febrero de 2021, Imad Mohsen, quien ahora reside en Calgary, ha sido nombrado Presidente y Director General de la Compañía. Asimismo, a partir del 4 de febrero de 2021, Dave Taylor se retira como director de la Compañía. El Sr. Taylor permanecerá con Parex como Asesor Especial del Director General y ayudará con la transición hasta su jubilación en nuestra JGA el 6 de mayo de 2021.

Plan de Compra de Acciones OECN

Al 31 de enero de 2021, Parex ha comprado para su cancelación 1,170,000 acciones ordinarias de la Compañía a un precio promedio de $20.06 por acción, de conformidad con su oferta de emisor en el curso normal que comenzó el 23 de diciembre de 2020. Las acciones básicas en circulación para el 31 de enero del 2021 fueron de 129,784,485. De conformidad con la oferta de emisor en el curso normal, Parex podrá comprar para su cancelación hasta un agregado de 12,868,562 acciones ordinarias antes del 22 de diciembre de 2021.

7

Resultados del Cierre del Ejercicio 2020 - Conferencia Telefónica y Transmisión por Internet

Esperamos llevar a cabo una conferencia telefónica y transmisión por Internet para inversores, analistas y otras partes interesadas, el jueves 4 de marzo de 2021 a las 9:30 a.m. MT (11:30 a.m. ET), siempre y cuando se puedan publicar los resultados del cuarto trimestre y del cierre del ejercicio 2020 el miércoles 3 de marzo de 2021, al cierre de los mercados. Para participar en la conferencia telefónica o en la transmisión por internet, favor ver la información a continuación:

Número de llamadas gratuito (Canadá y Estados Unidos) 1-800-898-3989

Número para llamadas internacionales	Haga clic aquí para tener acceso al
	numero en su área.
Contraseña	6924016#
Transmisión por Internet	https://edge.mediaserver.com/mmc/p/8gwx43wz

Para más información, favor comunicarse con:

Mike Kruchten

Vicepresidente, Mercados de Capitales y Planeamiento Corporativo

Parex Resources Inc.

Teléfono: [phone]

[e-mail]

Este comunicado de prensa no constituye una oferta para la venta de títulos y valores, ni es tampoco una solicitud de oferta para la compra de títulos y valores en ninguna jurisdicción.

No se puede distribuir o difundir en los Estados Unidos.

Nota de Advertencia Acerca de las Reservas

La recuperación y las estimaciones de reservas de petróleo crudo suministradas en este comunicado de prensa se consideran únicamente como estimaciones, y no se garantiza que las reservas estimadas puedan recuperarse. Las reservas concretas de crudo podrán ser superiores, o inferiores, a las estimaciones que se suministran en este documento. Todas las reservas presentadas al 31 de diciembre de 2020 se basan en los precios proyectados por GLJ vigentes al 1ro de enero de 2021. Todas las reservas presentadas al 31 de diciembre de 2019 se basan en los precios proyectados por GLJ vigentes al 1ro de enero de 2020. Todas las reservas presentadas al 31 de diciembre de 2018 se basan en los precios proyectados por GLJ vigentes al 1 de enero de 2019.

No se debe suponer que las estimaciones de los ingresos netos futuros presentados en este documento representen un valor de mercado razonable de las reservas. Existen varias incertidumbres inherentes a la estimación de cantidades de petróleo crudo, las reservas y los flujos de efectivo futuros atribuidos a dichas reservas.

Las "Reservas Probadas Desarrolladas Produciendo" son aquellas reservas que se esperan recuperar de los intervalos de finalización que están abiertos al momento de hacer la estimación. Estas reservas podrían estar actualmente produciendo o, si se encuentran cerradas, deben haber estado previamente en producción, y se debe conocer la fecha de reanudación de la producción con razonable certeza.

8

Las reservas "Probadas Desarrolladas No Produciendo" son aquellas reservas que no han estado en producción, o las cuales, estuvieron anteriormente en producción, pero se han cerrado y la fecha de reanudación de la producción no se conoce.

Las "Reservas Probadas No Desarrolladas" son aquellas reservas en yacimientos conocidos que esperan recuperarse, pero en las que se requiere un gasto importante (p.ej. cuando se compara con el costo de perforación de un pozo) para que puedan producir. Deben cumplir en su totalidad con los requisitos de la categoría de reservas (probadas, probables, posibles) a la que son asignadas.

Reservas "Probadas" son aquellas reservas que pueden estimarse, con un alto grado de certeza, que serán recuperadas. Es posible que las cantidades remanentes reales recuperadas excedan las reservas probadas estimadas.

Reservas "Probables" son aquellas reservas adicionales que tienen menos certeza de ser recuperadas que las reservas probadas. Es igualmente posible que las cantidades remanentes reales recuperadas puedan ser superiores o inferiores a la suma de las reservas probadas más probables estimadas.

Las reservas "Posibles" son aquellas reservas adicionales que tienen menos certeza de ser recuperadas que las reservas probables. Existe un 10 por ciento de probabilidad de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o excedan la suma de las reservas probadas más probables más posibles. Es poco probable que las cantidades remanentes reales recuperadas excedan la suma de las reservas probadas más probables más posibles estimadas.

El término "Bpe" significa un barril de petróleo equivalente sobre la base de 6 Mpc de gas natural por un (1) barril de petróleo ("bbl"). Los "Bpe" pueden inducir al error, especialmente si se usan fuera de contexto. Una tasa de conversión de bpe de 6 Mpc: 1 bbl se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable principalmente a la punta del quemador y no representa un valor de equivalencia en la cabeza de pozo. Dada la tasa de valor basada en el precio actual del petróleo crudo comparado con el gas natural es significativamente diferente de la equivalencia de energía de 6:1, usando una tasa de conversión de 6:1 puede inducir al error como un indicador de valor.

El petróleo crudo liviano es un petróleo crudo que tiene una densidad relativa mayor a los 31,1 grados de gravedad API, el petróleo crudo mediano es un petróleo crudo con una densidad relativa mayor a los 22,3 grados de gravedad API y menor o igual a 31,1 grados de gravedad API, y el petróleo crudo pesado es un petróleo crudo que tiene una densidad relativa mayor a los 10 grados de gravedad API y menor o igual a 22,3 grados de gravedad API.

Con respecto a los costos de descubrimiento y desarrollo (DyD), la suma de los costos de exploración y desarrollo incurridos en el año financiero más reciente y el cambio durante ese año en los costos estimados de desarrollo futuro no reflejarán generalmente los costos totales de DyD relacionados con las adiciones de reservas para ese año.

Las referencias relacionadas con los índices de pruebas de producción iniciales son útiles para confirmar la presencia de hidrocarburos, sin embargo, estos índices no son ni determinantes de los índices en los cuales los pozos comenzarán a producir o a disminuir su producción más tarde, ni tampoco son indicativos del rendimiento a largo plazo o del posible restablecimiento de un pozo. Incluso cuando estos índices sean alentadores, se recomienda a los lectores no depositar confianza en ellos cuando se trata de calcular la producción agregada de Parex. Parex advierte que los índices de producción a corto plazo deben considerarse sólo para datos preliminares.

Este comunicado de prensa incluye varias métricas de petróleo y gas, a saber, costos DyD, costos DDyA, coeficiente de reciclaje, reemplazo de reservas, valores netos agregados ("VNA"), índices de vida de las reservas ("RLI") y reservas ajustadas de deuda por acción. La Dirección ha preparado

9

estas métricas de petróleo y gas que no tienen significados normalizados ni métodos estándar de cálculo y, por lo tanto, tales métricas pueden no ser comparables con métricas similares empleadas por otras compañías y no se deben usar para hacer comparaciones. Se han incluido las métricas en este documento para proporcionarle a los lectores medidas adicionales para que evalúen el desempeño de la Compañía; sin embargo, estas medidas no se consideran como indicadores confiables del desempeño futuro de la Compañía y el desempeño futuro no puede compararse con el desempeño en períodos anteriores y, por lo tanto, no se debe depender excesivamente de estas métricas. La Dirección usa dichas métricas de petróleo y gas para medir su propio desempeño y proporcionar a los tenedores de valores con medidas para comparar las operaciones de la Compañía con el tiempo. Se advierte a los lectores que no deben depender de la información proporcionada en estas métricas, o que se puedan derivar de las métricas presentadas en este comunicado de prensa, para decisiones de inversión u otros propósitos. El siguiente es un resumen de los cálculos de las métricas:

• Los costos de descubrimiento y desarrollo ("DyD") se calculan dividiendo los gastos de capital por el cambio en las reservas dentro de la correspondiente categoría de reservas. Los costos de DyD, incluyendo CDF, incluyen todos los gastos de capital en el año, así como también el cambio en CDF necesario para formular las reservas dentro de la categoría específica de reservas en producción.
• Los costos de descubrimiento, desarrollo y adquisición ("DDyA") representan los costos incurridos de adquisición, exploración y desarrollo de propiedades. El agregado de los costos de exploración y desarrollo incurridos en el año financiero más reciente y el cambio durante ese año en los costos estimados de desarrollo futuro generalmente no reflejarán los costos totales de descubrimiento y de desarrollo relacionados con las adiciones de reservas para ese año.
• Los costos de DDyA se calculan como gastos de capital más costos netos de adquisición más cambios en CDF. DDyA por bpe se calcula como costos DDyA divididos por las adiciones de reservas para el período correspondiente.
• El coeficiente de reciclaje se calcula como flujo de fondos proveniente del retorno neto operativo dividido por el costo de DyD o el costo de DDyA, según sea el caso.
• El flujo de fondos proveniente de operaciones no es una medida de principios contables generalmente admitidos (PCGA) que incluye todo el dinero generado por las actividades operacionales y es calculado antes de que ocurran cambios en el capital de trabajo no monetario.
• El flujo de fondos proveniente de los retornos netos operacionales o flujo de fondos de operaciones por bpe se calcula dividiendo el flujo de fondos proveniente de operaciones por el volumen de ventas para el período.
• El reemplazo de reservas se calcula dividiendo las adiciones anuales de reservas por la producción anual.
• El valor neto de los activos ("VNA") por acción se calcula como el VAN10 antes o después de impuestos más el capital de trabajo estimado al cierre del ejercicio, convertido de USD a CAD como corresponda, dividido por las acciones básicas en circulación al 31 de diciembre de 2020.
• El índice de vida de la reserva ("IVR") se calcula dividiendo la categoría de reservas correspondiente por la producción anualizada del cuarto trimestre.
• Las reservas ajustadas de deuda por acción se calculan con el volumen de reservas al final del año por acciones ajustadas de deuda de las reservas. Las acciones ajustadas de deuda para las reservas se calculan restando las acciones básicas en circulación al 31 de diciembre de 2020 de la división del capital de trabajo estimado para el fin de año, convertido de USD a CAD según corresponda, con el precio de cierre de la acción al 31 de diciembre de 2020.

10

Información financiera no auditada

Ciertos resultados operativos y financieros incluidos en este comunicado de prensa incluyen los gastos de capital, la información de producción, el flujo de fondos provenientes de operaciones y los costos operacionales, que están basados en resultados estimados no auditados. Estos resultados estimados están sujetos a cambio una vez que se concluyan los estados financieros auditados de la Compañía para el cierre del ejercicio al 31 de diciembre de 2020, y los cambios podrían ser significativos. Parex estima registrar con SEDAR sus estados financieros auditados y el Análisis y Discusión de la Dirección para el ejercicio con fecha de cierre al 31 de diciembre de 2020, antes de/o el 31 de marzo de 2021.

La información que se incluye en este comunicado de prensa con respecto a los gastos de capital estimados y el flujo de fondos proveniente de operaciones de la Compañía para el 2020, puede incluir información financiera orientada al futuro ("FOFI", por sus siglas en inglés) dentro del significado de la legislación de valores correspondiente. La Dirección ha preparado el FOFI para ofrecer un panorama de las actividades y los resultados de la Compañía y puede no ser adecuado para otros propósitos. Se preparó el FOFI sobre la base de unos pocos supuestos incluyendo los supuestos incluidos en este comunicado de prensa. Los resultados actuales de las operaciones de la Compañía y los resultados financieros resultantes pueden variar de los importes establecidos en este documento, y tales variaciones podrán ser significativas. La Compañía y su dirección consideran que el FOFI se ha preparado sobre una base razonable, reflejando las mejores estimaciones y juicios de la dirección. El FOFI que se incluye en este comunicado de prensa se preparó a la fecha de este comunicado de prensa y Parex no asume ninguna obligación o responsabilidad de actualizar o de revisar ningún FOFI, ya sea como resultado de nueva información, eventos futuros o de otro tipo, excepto cuando la legislación correspondiente así lo exija.

Los fondos provenientes de operaciones y el flujo de fondos de retornos netos no son métricas reconocidas bajo las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) y no tienen un significado normalizado. La Dirección considera que tal métrica financiera es una información suplementaria útil para analizar el desempeño operacional y ofrecer una indicación de los resultados generados por las actividades comerciales principales de la Compañía. Se advierte a los inversores que tal métrica no debe considerarse como una alternativa a otras métricas del desempeño financiero, como se determina de acuerdo con las NIIF. El método de la Compañía para calcular los fondos provenientes de operaciones puede ser distinto del de otras compañías, y, por lo tanto, podría no ser comparable con métricas similares usadas por otras compañías. Ver la sección "Nota de Advertencia Acerca las Reservas" para verificar cómo calcular el flujo de fondos operacional y el flujo de fondos de retornos netos.

Nota de advertencia acerca de las Declaraciones Prospectivas

Cierta información con respecto a Parex que se incluye en este documento contiene declaraciones sobre el futuro que implican riesgos conocidos, desconocidos e incertidumbres significativas. El uso de cualquier palabra tal como: "planear", "esperar", "prospectivo", "proyectar", "tener intenciones de", "creer", "debería", "anticipar", "calcular" u otras palabras similares, o declaraciones que ciertos eventos o condiciones "puedan ocurrir" u "ocurrirán" tienen por objeto identificar declaraciones sobre el futuro. Tales declaraciones representan proyecciones, estimaciones o creencias internas de Parex con respecto, entre otras cosas, a la estrategia de la compañía, sus planes y enfoque, la expectativa de que la Compañía genere un flujo de caja libre significativo que supere los gastos de capital, la expectativa de que el flujo de caja libre sea suficiente y significativo para apoyar el programa de recompra de acciones de la Compañía, los resultados de las operaciones, la producción, las perspectivas de negocio y las oportunidades, las compras de Parex bajo su oferta de emisor en el curso normal y la fecha en la que se mantenga la conferencia telefónica. Estas declaraciones deben considerarse únicamente como predicciones y los acontecimientos o resultados concretos podrán ser considerablemente distintos de las

11

mismas. Aunque la dirección de la Compañía juzga que las expectativas reflejadas en las declaraciones prospectivas son razonables, la misma no puede garantizar ningún resultado, ni los niveles de actividad, ni el desempeño ni los logros, en el futuro, ya que tales expectativas están básicamente sujetas a importantes incertidumbres y contingencias comerciales, económicas, competitivas, políticas y sociales. Diversos factores podrían afectar los resultados actuales de Parex, haciendo que sean considerablemente diferentes de aquellos expresados o insinuados en estas declaraciones prospectivas efectuadas por, o en nombre de Parex.

Asimismo, las declaraciones prospectivas que se encuentran en este documento incluyen declaraciones relacionadas con las "reservas" y, por su naturaleza, son declaraciones prospectivas ya que involucran la evaluación implícita, basada en ciertas estimaciones y supuestos que las reservas presentadas puedan ser redituablemente producidas en el futuro. Las estimaciones y la recuperación de las reservas de Parex que se suministran en este comunicado son únicamente estimaciones, y no existe ninguna garantía de que las reservas estimadas podrán recuperarse.

Estas declaraciones sobre el futuro están sujetas a diversos riesgos e incertidumbres, incluyendo, pero no limitados a: el efecto de las condiciones económicas generales de Canadá y de Colombia; la situación del sector que incluye cambios en las leyes y la normativa, incluyendo la adopción de nuevas leyes y de normativas medioambientales, cambios en la interpretación y en el cumplimiento de las mismas, tanto en Canadá como en Colombia; el impacto de la pandemia de COVID-19 y la capacidad de la Compañía para llevar a cabo sus operaciones tal como se contempla actualmente ante la pandemia de COVID-19; determinaciones de la OPEP y otros países en cuanto a los niveles de producción; la volatilidad prolongada de los precios de las materias primas; el riesgo de retrasos al finalizar o la no competencia de transferencias requeridas de los permisos operacionales y medioambientales correspondientes; el incumplimiento de desempeño bajo contrato por parte de las contrapartes; la competencia; la falta de disponibilidad de personal calificado; los resultados de la exploración y la perforación de pozos de desarrollo y actividades relacionadas; la obtención de aprobaciones necesarias de las autoridades normativas en Canadá y en Colombia; los riesgos asociados con negociar con gobiernos extranjeros y el riesgo del país asociado con llevar a cabo actividades internacionales; la volatilidad de los precios del mercado para el petróleo; las fluctuaciones en el cambio de divisas o las tasas de interés; los riesgos medioambientales; las modificaciones a la legislación sobre impuestos a la renta, a las tasas impositivas o los programas de incentivos relacionados con la industria petrolera; la capacidad de acceder a suficiente capital de origen interno y externo; el incumplimiento de desempeño según las condiciones de sus contratos por parte de las contrapartes; y otros factores, muchos de los cuales se encuentran fuera del control de la Compañía. Se advierte a los lectores que la lista precedente de factores no es exhaustiva. Información adicional sobre estos y otros factores que puedan afectar las operaciones y los resultados financieros de Parex, se incluyen en las memorias que se registran ante las autoridades normativas de títulos y acciones de Canadá, las cuales, se pueden acceder a través del sitio web de SEDAR (www.sedar.com).

Si bien las declaraciones prospectivas incluidas en este documento se basan en suposiciones, los que la dirección de la Compañía considera razonables, la Compañía no puede garantizar a los inversores que los resultados concretos corresponderán con estas declaraciones prospectivas. Con respecto a las declaraciones sobre el futuro que contiene este documento, Parex formuló suposiciones con respecto a: los precios de materias primas actuales y los regímenes de regalías; el impacto (y la duración) que la pandemia de COVID-19 tendrá sobre la demanda de petróleo crudo y gas natural, La cadena de suministro de Parex y la capacidad de Parex para producir, transportar y vender petróleo crudo y gas natural de la Compañía; la disponibilidad de personal calificado; los plazos y el monto de los gastos de capital; las tasas de cambio futuras; el precio del petróleo; el impacto de un aumento en la competencia; las condiciones generales de los mercados económicos y financieros; la disponibilidad de equipos de perforación y el equipamiento relacionado; los efectos de la normativa por parte de los organismos gubernamentales; las tasas de regalías; los costos operativos futuros; los efectos de la normativa por parte de los organismos gubernamentales; el acceso ininterrumpido a las áreas de operaciones e infraestructura de Parex; la capacidad de recuperación de las reservas y los futuros índices de producción; el estado del

12

litigio; los plazos de perforación y terminación de pozos; que Parex cuente con el suficiente flujo de efectivo, las fuentes de deuda o de capital u otros recursos financieros necesarios para financiar sus gastos operacionales, de capital y otros requisitos como sea necesario; que la conducta y los resultados de las operaciones de Parex correspondan con sus expectativas; que Parex cuente con la habilidad de desarrollar sus propiedades petroleras y de gas de la manera actualmente contemplada; que las condiciones, leyes y reglamentos de la industria en vigencia o propuestos, cuando sea aplicable, continúen en efecto o como se anticipa en este documento; que las estimaciones de los volúmenes de reservas de Parex y las suposiciones relacionadas con las mismas (incluyendo los precios de materias primas y costos de desarrollo) sean exactos en todos los aspectos significativos; que Parex pueda obtener las ampliaciones de contratos o cumplir con las obligaciones contractuales exigidas para retener sus derechos a explorar, desarrollar y explotar cualquiera de sus propiedades no desarrolladas, al igual que otros temas.

La dirección ha incluido el antedicho resumen de suposiciones y riesgos relacionados con la información prospectiva provista en este documento, para brindarles a los accionistas una perspectiva más completa sobre las operaciones actuales y futuras de Parex; sin embargo, esta información puede no ser adecuada para otros propósitos. Los resultados reales, el desempeño o los logros concretos de Parex pueden diferir considerablemente de aquellos expresados en, o sugeridos por estas declaraciones prospectivas. Por lo tanto, no se garantiza que alguno de los eventos anticipados por las declaraciones prospectivas se concrete o suceda, o si es el caso en alguno de ellos, y de qué manera beneficiará a Parex. Estas declaraciones prospectivas se formulan a la fecha de la preparación de este documento y Parex no asume ninguna responsabilidad u obligación de actualizar públicamente ninguna de las declaraciones prospectivas, ya sea como resultado de nueva información, eventos o resultados futuros o de otro tipo, excepto cuando la legislación de valores correspondiente así lo exija.

Traducción

El presente comunicado de prensa fue preparado en inglés y posteriormente traducido al español. En caso de diferencias entre la versión en inglés y sus traducciones, prevalecerá el contenido del documento en inglés.

13