Transcripción de teleconferencia sobre el primer trimestre de 2018 Mayo 16 de :00 a.m. Hora del Este

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1 Transcripción de teleconferencia sobre el primer trimestre de 2018 Mayo 16 de :00 a.m. Hora del Este Ejecutivos Carolina Orozco Directora de Relaciones con Inversionistas Charle Gamba Presidente y Director Ejecutivo Jason Bednar Vicepresidente Financiero Transformación en la compañía independiente de gas natural líder en Colombia Teleconferencia sobre el primer trimestre de 2018 Carolina Orozco Directora de Relaciones con Inversionistas Bienvenidos a la teleconferencia sobre el primer trimestre de Soy Carolina Orozco, Directora de Relaciones con Inversionistas. Estoy con el Sr. Charle Gamba, Presidente y Director Ejecutivo, y el Sr. Jason Bednar, Vicepresidente Financiero. El Sr. Gamba se une a la teleconferencia desde Bogotá, Colombia, y el Sr. Bednar se une a la teleconferencia desde Calgary, Alberta, Canadá.

2 Carolina Orozco Directora de Relaciones con Inversionistas Buenos días y bienvenidos a la Teleconferencia sobre el Primer Trimestre de 2018 de Canacol. Soy Carolina Orozco, Directora de Relaciones con Inversionistas. Me uno a la teleconferencia con el Sr. Charle Gamba, Presidente y Director Ejecutivo, y el Sr. Jason Bednar, Vicepresidente Financiero. El Sr. Gamba se une a la teleconferencia desde Bogotá, Colombia, y el Sr. Bednar se une a la teleconferencia desde Calgary, Alberta, Canadá. Planteamientos con proyecciones a futuro Esta presentación puede incluir algunos planteamientos con proyecciones a futuro. Todos los planteamientos distintos a hechos históricos, contemplados aquí, incluyendo, sin limitación, planteamientos relacionados con planes y objetivos futuros de Canacol Energy Ltd. ( Canacol o la Compañía ), son planteamientos con proyecciones a futuro que involucran varios riesgos, supuestos, estimados e incertidumbres. Tales planteamientos reflejan las proyecciones, expectativas o convicciones internas actuales de Canacol y están basados en información actualmente disponible para la Compañía. No puede haber seguridad de que tales planteamientos probarán ser precisos, y los resultados reales y eventos futuros pueden diferir sustancialmente de aquellos previstos en tales planteamientos. Todos los planteamientos con proyecciones a futuro contenidos en esta presentación están matizados por estas declaraciones de advertencia y los factores de riesgo descritos anteriormente. Además, todos estos planteamientos se hacen a la fecha en que se realiza esta presentación y Canacol no asume obligación de actualizarlos o revisarlos. Barriles de petróleo equivalente Los barriles de petróleo equivalente (boe) se calculan usando el factor de conversión de 5,7 Mcf (miles de pies cúbicos) de gas natural como equivalentes a un barril de petróleo. Los boes pueden ser engañosos, particularmente si se usan aisladamente. Una razón de conversión de boe de 5,7 Mcf:1 bbl (barril) se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable principalmente en la punta del quemador y no representa una equivalencia de valor en cabeza de pozo. Producción y reservas La producción representa la neta antes de regalías. Las reservas representan las reservas 2P y el VPN-10 antes de impuestos a diciembre 31 de Declaraciones de advertencia en relación con los recursos prospectivos de gas natural de Canacol No hay certeza de que los recursos prospectivos de gas natural de Canacol serán descubiertos. Si son descubiertos, no hay certeza de que será comercialmente viable producir alguna porción de los recursos. Un estimado del valor monetario esperado del ingreso neto futuro de los recursos prospectivos es preliminar por naturaleza y se proporciona para ayudar al lector a formarse a una opinión sobre el mérito y la probabilidad de que la Compañía proceda con la inversión requerida. Incluye recursos prospectivos que son considerados muy inciertos con respecto a la probabilidad de descubrimiento y la probabilidad de desarrollo para ser clasificados como reservas. Hay incertidumbre sobre que el valor monetario esperado del ingreso neto futuro se realizará. PÁGINA 2 Antes de comenzar, es importante mencionar que los comentarios en esta teleconferencia por parte de la alta gerencia de Canacol pueden incluir proyecciones sobre el desempeño futuro de la Compañía. Estas proyecciones no constituyen compromisos sobre resultados futuros ni tienen en cuenta riesgos o incertidumbres que pueden materializarse. En consecuencia, Canacol no asume responsabilidad alguna en el evento de que los resultados futuros sean diferentes a las proyecciones compartidas en esta teleconferencia. Por favor tenga presente que todas las cifras financieras en esta teleconferencia se denominan en dólares de Estados Unidos. Comenzaremos la presentación con nuestro Presidente y Director Ejecutivo, Sr. Charle Gamba, cubriendo los aspectos operacionales destacados para el primer trimestre de El Sr. Jason Bednar, nuestro Vicepresidente Financiero, discutirá los aspectos financieros destacados, y el Sr. Gamba cerrará con su estrategia y perspectiva para lo que resta del año. Una sesión de preguntas y respuestas vendrá después del segmento de cierre del Sr. Gamba. Le doy ahora la palabra al Sr. Gamba, Presidente y Director Ejecutivo de Canacol Energy.

3 Carolina Orozco Directora de Relaciones con Inversionistas Primer trimestre de 2018: un hito importante para Canacol Línea de flujo Sabanas terminada Salida de Ecuador Siguiente meta 230 MMscfpd en diciembre de pozos sólidos en Pandereta-3 y Chirimía-1 Oferta de títulos exitosa Emplazamiento de Breva-1, mayo de 2018 Base de reservas fuerte 12 pozos de exploración exitosos (86% de éxito) +409 BCF de reservas 2P añadidos en los últimos 5,5 años 505 BCF de reservas 2P al 31/12/2018 PÁGINA 3 Gracias Carolina y bienvenidos a la teleconferencia del Primer Trimestre de 2018 de Canacol. El primer trimestre de 2018 fue un hito muy importante para Canacol, pues representó el primer trimestre completo en que la Compañía tuvo acceso a la recientemente terminada línea de flujo de gas Sabanas; y, por consiguiente, otro cambio sustancial en nuestros niveles de ventas de gas natural, al darse un aumento en las ventas de gas del 25%, de 85 millones de pies cúbicos por día para el cuatro trimestre de 2017 a 106 millones de pies cúbicos por día para el primer trimestre de Continuamos aumentando nuestras ventas de gas. Las ventas de gas actuales al día de ayer fueron de 120 millones de pies cúbicos estándares por día. Continuamos trabajando diligentemente hacia nuestra siguiente meta de 230 millones de pies cúbicos estándares por día de ventas de gas en diciembre 1 de 2018, para cuyo logro la Compañía está completamente financiada. Los logros adicionales para el primer trimestre incluyeron la venta de nuestros activos de petróleo en Ecuador, dos nuevos pozos de gas exitosos y una oferta de títulos exitosa. Desde nuestro paso al gas en diciembre de 2012, la Compañía ha sumado más de millones de pies cúbicos de reservas 2P de nuestros programas de exploración altamente exitosos. De hecho, la Compañía ha logrado una probabilidad de éxito en la exploración del 86%, líder en la industria, la más alta de cualquier operador en Colombia.

4 Charle Gamba Presidente y Director Ejecutivo Primer trimestre en la historia corporativa con producción de gas natural de tres dígitos Produjimos boepd en el primer trimestre de 2018 Gas natural 106 MMcf/d +25% de un trimestre a otro Petróleo boepd 88% de gas de la Cuenca del Bajo Magdalena Esperanza VIM-5 VIM-21 Objetivo de boepd para 2018 Gas natural MMcf/d Petróleo boepd PÁGINA 4 Canacol tuvo un sólido primer trimestre con ventas de gas natural contractuales realizadas antes de regalías de 160 millones de pies cúbicos de gas natural por día, representando un aumento del 25% con respecto al cuarto trimestre de Este nivel marca el primer promedio trimestral de tres dígitos de producción de gas natural para Canacol y nuestro accionista. La Compañía tuvo una producción promedio de petróleo de barriles por día. El 88% de los barriles de petróleo equivalente en producción de gas de la Compañía durante el primer trimestre de 2018 fue producido desde los bloques de gas natural de Esperanza, VIM-5 y VIM-21, situados en la Cuenca del Bajo Magdalena de Colombia. Según lo previamente anunciado, se espera que las ventas contractuales realizadas proyectadas de gas y petróleo, que incluyen el tiempo de suspensión contractual de gas para 2018, promedien entre y barriles de petróleo equivalente por día, que incluyen 114 y 129 millones de pies cúbicos estándares de gas, respectivamente, y aproximadamente barriles de petróleo por día de producción de petróleo anualizada. Con una venta exitosa de los activos de petróleo colombianos, esta proyección de producción de petróleo anualizada sería, por consiguiente, revisada.

5 Charle Gamba Presidente y Director Ejecutivo Proyectada la entrega de ~100 MMcf/d adicionales en diciembre de 2018 Fuerte crecimiento futuro de la producción de gas Expansión de Promigás + ~100 En MMcf/d Gasoducto Sabanas En boe/d PÁGINA 5 El rango más alto para la producción de gas asume que la expansión de Promigás S.A. ocurre en diciembre 01 de 2018, según lo planeado actualmente, y que la Compañía vende gas natural adicional al mercado interrumpible a lo largo de Este aumento de 100 millones de pies cúbicos estándares por día representará un crecimiento del 75% de un año a otro, o aproximadamente cuatro veces el promedio del de nuestro grupo de colegas aquí en Colombia. Este rango base asume que la expansión de Promigás no estará terminada en diciembre de 2018, pero, según la situación actual, Promigás está en vías de terminar su proyecto a tiempo. Con base en el portafolio actual de contratos de gas de 2018 de la Compañía, el precio de venta promedio, neto de costos de transporte cuando fuere aplicable, es de aproximadamente $4,75/Mcf con precio en dólares de EE. UU.

6 Charle Gamba Presidente y Director Ejecutivo 2018: Aumento de capacidad para superar los 230 MMcf/d Programa de 7 pozos y actualización de instalaciones en 2018 PERFORACIÓN Exploración Gaiteros-1 Breva-1 Borojó-1 Cañahuate-Este Evaluación/desarrollo Pandereta-3 Cañahuate Oeste INSTALACIONES Subestación Clarinete Sistema de tratamiento de agua Subestación Betania Bloque VIM-5 VIM-21 Esperanza VIM-21 VIM-5 VIM-21 VIM-5 VIM-5 Esperanza 4 pozos pendientes para pozos de exploración 1 de evaluación/desarrollo Instalaciones Descongestión del sistema de recolección de gas Acuerdo recientemente firmado con Enerflex Ltd. Expansión de planta de gas de 200 a 330 MMcf/d PÁGINA 6 La Compañía ha adjudicado un contrato para construir e instalar un nuevo módulo de procesamiento de gas en su instalación de gas de Jobo para procesar 130 millones adicionales de pies cúbicos estándares por día de gas, que elevarán la capacidad de tratamiento de gas de la instalación de Jobo a 330 millones de pies cúbicos estándares por día en octubre de La Compañía comprará y operará el nuevo módulo de procesamiento de gas con fondos provenientes de efectivo existente y flujos de caja, incluyendo la liberación de fondos de la cuenta de reserva para servicio de deuda de la línea de crédito anterior, la cual ya no se requiere bajo los nuevos títulos preferenciales no garantizados. El resto del programa de perforación incluye tres pozos de exploración y un pozo de desarrollo. En relación con el primero de estos tres pozos de exploración restantes, Breva-1, su perforación comenzó a finales de abril de 2018 y actualmente se le está instalando la tubería de revestimiento y está siendo completado como un nuevo descubrimiento de gas de Porquero. La Compañía pronto publicará detalles de este importante descubrimiento nuevo. Los demás pozos de exploración incluyen el pozo Borojó-1, cuya perforación iniciará a principios de junio de 2018, seguido inmediatamente por el pozo Cañahuate-Este. El pozo de desarrollo final en el programa de perforación de 2018 es Cañahuate-Oeste, el cual será perforado después del pozo de exploración Cañahuate-Este.

7 Charle Gamba Presidente y Director Ejecutivo La búsqueda en Pandereta 1, 2 y 3 arrojó en las pruebas 143 MMcf/d combinados BLOQUE FALLA NORTE BLOQUE FALLA OESTE BLOQUE PILAR TECTÓNICO CENTRAL BLOQUE FALLA SUR Inicio de perforación Objetivo principal Zona productiva neta de gas (en tvd) Prueba de flujo Flujo abierto absoluto Dic 17 Ene 18 PÁGINA 7 Con respecto al programa de perforación durante el primer trimestre de 2018, la Compañía exitosamente perforó y completó los pozos de evaluación Pandereta-3 y Chirimía-1 como productores de gas, y el pozo de exploración Gaiteros-1 resultó en un pozo seco. El pozo de evaluación Pandereta, situado en nuestro bloque VIM-5, encontró 103 pies de zona productiva neta de gas dentro del depósito principal de Ciénaga de Oro y en las pruebas arrojó una tasa combinada de 79 millones de pies cúbicos estándares por día desde cuatro intervalos separados: un pozo muy grande.

8 Charle Gamba Presidente y Director Ejecutivo Chirimía-1 evaluado Hundimiento de cierre dependiente de falla evaluado desde el campo Clarinete (135 BCF de reservas 2P) Estructura de profundidad de CDO Superior Los datos del pozo de sondeo se calibran con las anormalidades de la variación de amplitud con el desplazamiento Punto de penetración de CDO Superior Perforado desde el emplazamiento de Clarinete-1 ( CLA-1 ) TD Depósito Zona productiva de gas ( TVD ) 90 ft. Porosidad promedio 24% Prueba (1) Reservas 2P del campo de gas Clarinete a 31/12/ ft md en 13 días Formación CDO 3 intervalos perforados antes de la conexión con Jobo PÁGINA 8 El pozo Chirimía-1, el pozo de exploración que también se veía grandioso en nuestro bloque VIM- 5, encontró 90 pies de zona productiva de gas dentro del depósito principal de Ciénaga de Oro, y actualmente está siendo conectado al colector de producción en la plataforma de perforación de Clarinete, antes de ser puesto en producción permanente.

9 Charle Gamba Presidente y Director Ejecutivo Desinversión o traslado a una filial de la actividad petrolera de Canacol Colombia Se espera el cierre de la transacción en junio de 2018 Cuenca del Magdalena Medio Petróleo de esquisto Ecuador Se cerró la venta de los activos de Ecuador en febrero de 2018 $36,4 MM en recursos en efectivo Océano Pacífico S. Alto Magdalena Petróleo de esquisto Cuenca de los Llanos Petróleo ligero Cuenca de Caguán Putumayo Petróleo pesado Colombia Desinversión o traslado a una filial de los activos en Colombia Portafolio diversificado 4 cuencas Bloques / acres netos 14 / 1,0 MM Producción bopd (1) Prometedor potencial de explotación para zona de esquisto convencional naturalmente fracturado Acceso a petróleo de esquisto de La Luna de clase mundial (1) Producción neta previa a regalías, para Canacol, para los tres meses terminados en 31/3/2018 PÁGINA 9 Según lo indicado previamente, actualmente estamos en el proceso de disponer de nuestros activos de petróleo convencionales remanentes en Colombia, lo cual esperamos que culmine en junio de Esta transacción completará la transformación de Canacol en una compañía de exploración y comercialización de gas enfocada en Colombia, con más de dos billones de pies cúbicos de recursos de gas prospectivos sin riesgo identificados en 44 prospectos e indicaciones de perforación en nuestros 1,1 millones de acres netos operados.

10 Charle Gamba Presidente y Director Ejecutivo Resumen del primer trimestre de 2018 Cumplimiento de la estrategia especializada de Canacol Mar Caribe Cuenca del Bajo Magdalena Resumen del primer trimestre de 2018 Salida de Ecuador Terminación de la línea de flujo Sabanas 2 pozos sólidos en Pandereta-3 y Chirimía-1 Exitosa oferta de títulos Siguiente meta 230 MMscfpd en diciembre de 2018 Compañía especializada en gas Reservas 2P de 505 BCF Más de 2 TCF de recursos de gas prospectivos sin riesgo 5 bloques 44 prospectos e indicaciones 1,1 MM de acres netos operados PÁGINA 10 En resumen, el primer trimestre de 2018 fue un hito muy importante para Canacol, pues representa el primer trimestre completo en el cual la Compañía tuvo acceso a la línea de flujo de gas recientemente terminada de Sabanas. Y, por consiguiente, otro cambio sustancial en nuestras ventas de gas natural, de 85 millones de pies cúbicos estándares por día en el cuarto trimestre de 2017 a 106 millones de pies cúbicos estándares por día en el primer trimestre de 2018, un aumento del 25% en la producción. Las ventas actuales de gas, según se indicó anteriormente, al día de ayer fueron de 120 millones de pies cúbicos estándares por día. Ahora quisiera darle la palabra al Sr. Jason Bednar, Vicepresidente Financiero de Canacol, para presentar algunos de los aspectos financieros destacados relacionados con nuestro primer trimestre de Cuando termine, presentaré nuestra perspectiva estratégica.

11 Jason Bednar Vicepresidente Financiero PÁGINA 11 Gracias Charle. Gracias a todos por unirse. Por favor, les pido un poco de paciencia con mi voz y conmigo, pues parece que he pescado un resfriado de primavera.

12 Jason Bednar Vicepresidente Financiero Aspectos financieros destacados del primer trimestre de 2018 Ventas contractuales realizadas en boepd Ingresos totales de petróleo y gas natural US $ en MM, netos de regalías Gas de Colombia Petróleo de Colombia Petróleo a tarifa de Ecuador PÁGINA 12 Los aspectos financieros destacados para los tres meses terminados en marzo 31 de 2018 incluyen volúmenes de ventas contractuales realizadas aumentados en un 17% a BOE por día para los tres meses terminados en marzo 31 de 2018, en comparación con BOE por día para el mismo período en El aumento se debe principalmente a un aumento del 28% en las ventas contractuales realizadas de gas resultante de la terminación del gasoducto Sabanas. La disminución general en los volúmenes de producción de crudo durante los tres meses terminados en marzo 31, en comparación con el mismo período en 2017, se debe principalmente a la venta por parte de la Compañía de su participación en las inversiones del CPI de Ecuador, la cual se cerró en febrero 15 de La producción total en ingresos de gas natural para los tres meses terminados en marzo 31 de 2018 aumentó en un 24% a 51,8 millones, en comparación con 41,6 millones para el mismo período en 2017.

13 Jason Bednar Vicepresidente Financiero Aspectos financieros destacados del primer trimestre de 2018 US $ en MM, excepto montos por acción Fondos ajustados provenientes Fondos ajustados provenientes de las operaciones de las operaciones $0,13/acción (x-ecuador) Ingreso neto PÁGINA 13 Los fondos ajustados provenientes de las operaciones aumentaron en un 12% a $23,5 millones para los tres meses terminados en marzo 31 de 2018, en comparación con $20,9 millones para el mismo período en Los fondos ajustados provenientes de las operaciones incluyen los resultados del CPI de Ecuador. Los fondos ajustados provenientes de las operaciones excluyendo Ecuador aumentaron en un 35% a $21,5 millones para los tres meses terminados en marzo de 2018, en comparación con $15,9 millones para el mismo período en La Compañía registró un ingreso neto de $8,3 millones para los tres meses terminados en marzo 31 de 2018, en comparación con una pérdida neta de $7,9 millones para el mismo período en 2017.

14 Jason Bednar Vicepresidente Financiero Resumen de ganancias del primer trimestre de 2018 Repunte secuencial en ganancias operacionales netas de gas US $ / MCF margen del 72% Ganancia corporativa neta en el primer trimestre de 2018 US $ / BOE margen del 71% Ingresos de petróleo y gas Regalías Gastos Operativos Transporte Ganancia neta PÁGINA 14 La Compañía registró un repunte secuencial del 5% en ganancias netas de gas natural para los tres meses terminados en marzo 31 de 2018, en comparación con ese período en el año previo. El negocio de gas natural produjo fuertes márgenes de ganancia neta del 72% para el trimestre. En total, la Compañía registró una ganancia neta corporativa de $22,68 por BOE para los tres meses terminados en marzo 31 de Enfocados específicamente en los componentes de ganancia neta de nuestro negocio central de gas natural, me complace informar que nuestro precio promedio de venta de gas natural neto de transporte fue de US$4,72 por Mcf, lo cual está en línea con nuestra estimación para 2018 de $4,75 por Mcf y por encima de los $4,65 por Mcf reportados en el cuarto trimestre de Adicionalmente, los gastos totales de producción de gas natural para el primer trimestre fueron de $0,40 por Mcf, menos que el nivel medio de $0,40 que señalé como estimación en teleconferencias previas. Esto fue considerablemente menos que los $0,54 por Mcf que reportamos en el cuarto trimestre de 2017 debido a (A) el aumento en nuestra producción de gas natural este trimestre, y (B) el hecho de que el trimestre previo tuvo algunos gastos no recurrentes relacionados con la puesta en marcha de tres campos nuevos y la línea de flujo Sabanas.

15 Jason Bednar Vicepresidente Financiero Primer trimestre de 2018: se generaron ventas contractuales realizadas de gas de tres dígitos Crecimiento secuencial en ventas contractuales realizadas de gas MMcf/d Costos G&A corporativos más bajos US $ en MM, salvo datos de BOE PÁGINA 15 Como lo indicó Charle antes en la teleconferencia, la Compañía logró un hito clave durante el primer trimestre de El trimestre representó el primero en la historia corporativa en que Canacol registró unas ventas contractuales realizadas de gas de tres dígitos, de 106 millones de pies cúbicos de gas por día. Esto marcó el segundo trimestre consecutivo de sólido crecimiento de ventas de gas. La producción de gas del primer trimestre estuvo en general en línea con los estimados internos de la compañía, tal como oyeron a Charle reafirmar nuestra estimación de producción anteriormente. También me complace reportar que nuestra producción de gas ayer fue de 120 millones de pies cúbicos por día. Además, la Compañía sigue disciplinada con los gastos G&A, en tanto Canacol registró una reducción del 24% en los gastos G&A por BOE en comparación con ese período en el año previo.

16 Jason Bednar Vicepresidente Financiero Aspectos de capital destacados del primer trimestre de 2018 Gastos de capital netos ajustados US $ en MM, salvo los montos por acción Para los tres meses terminados en marzo 31 de 2018: Ecuador $2,4 Tierra, sísmica y comunidades $7,4 Perforación y completamientos $13,1 Costos de perforación en VIM-5 (Pandereta-3, Chirimía-1 y Gaiteros-1) Previos a la perforación en VIM-21 (Breva-1) y Esperanza (Borojó-1) Costos no en efectivo: arrendamiento de compresor y otros $14,1 Línea de flujo Sabanas $2,2 Instalaciones, acondicionamientos e infraestructura $3,4 Instalaciones en Esperanza y VIM-5 Comunidades en VIM-5 Segunda estación de compresión arrendada ($13,9 millones) Línea de flujo Sabanas PÁGINA 16 Los gastos de capital para los tres meses terminados en marzo 31 de 2018 fueron de $40,2 millones, en tanto que los gastos de capital ajustados, incluidos los montos relacionados con Ecuador, fueron de $42,6 millones. Los gastos de capital netos y los gastos de capital ajustados incluyeron costos distintos a efectivo de arrendamiento de la segunda estación de compresión por $13,9 millones. Este arrendamiento financiero será pagado en 10 años pero, por supuesto, está previsto como un gasto de capital y la correspondiente deuda a la fecha de su puesta en operación, que fue durante el primer trimestre. Para los tres meses terminados en marzo 31 de 2018, los gastos de capital también incluyeron el costo de perforación de tres pozos en VIM-5: Pandereta-3, Chirimía-1 y Gaiteros-1, y el costo previo a la perforación en VIM-21 para Breva-1 y en Esperanza para Borojó-1. También incluyeron instalaciones en Esperanza y VIM-5 y tierra, sísmica y comunidades en VIM-5.

17 Jason Bednar Vicepresidente Financiero Liquidez en el primer trimestre de 2018 US $ en MM Efectivo Efectivo restringido Superávit de capital de trabajo Dic 2017 Mar 2018 Dic 2017 Mar 2018 Dic 2017 Mar 2018 PÁGINA 17 En marzo 31 de 2018, la Compañía tenía $61 millones en efectivo y $13 millones en efectivo restringido. La Compañía terminó el trimestre con un superávit de capital de trabajo muy saludable de $94,5 millones. Durante los tres meses terminados en marzo 31 de 2018, la Compañía ha vendido sus restantes acciones de Interoil por recursos por $1,9 millones, resultando en una ganancia en efectivo realizada general de $3,8 millones sobre la inversión original de la Compañía por $3,2 millones. La Compañía también recibió $30,4 millones de un total de $36,4 millones de recursos en efectivo por la venta de su participación de capital en el CPI de Ecuador. Los restantes $6 millones de recursos en efectivo han sido clasificados como una cuenta por cobrar a largo plazo pues los recibiremos en junio de 2019.

18 Jason Bednar Vicepresidente Financiero Beneficios claves de los nuevos títulos preferenciales de Canacol Resumen de los nuevos títulos preferenciales no garantizados US $ en MM Capital $ 320 Pago de capital Al vencimiento Vencimiento 2025 Tasa/año Fija 7,25% Cuenta de reserva de servicio de deuda No Estructura de capital US $ en MM, excepto CDN $/acción TSX $/acción (15/5/2018) CDN $4,12 Acciones totalmente diluidas en circulación (1) 181 Capitalización de mercado (2) $ 578 Deuda neta (3) $ 259 Valor de la empresa $ 837 Dueños internos 22% (1) Incluye opciones in-the-money con base en CDN $4,12 / precio de la acción (2) Convertido con tasa de cambio de CDN a USD (0,78) a 15/5/2018 (3) A 31/3/2018 (4) Libor a tres meses fluctuante +5,5% a 26/4/2018 PÁGINA 18 Títulos preferenciales no garantizados cerrados a principios de mayo de 2018 Los beneficios claves incluyen: Tasa de interés anual reducida en ~75 puntos básicos. Se eliminó la volatilidad de la tasa de interés y se cambió la flotante de ~8% (4) por fija de 7,25%. Se difirieron $23,5 MM de pagos de amortización trimestrales previamente establecidos para comenzar en marzo de Se extinguieron los requisitos de $25 MM en cuenta de reserva para servicio de deuda. Se eliminaron compromisos trimestrales de mantenimiento. Después de marzo 31, la Compañía culminó una oferta de títulos preferenciales no garantizados por el monto de capital de $320 millones. Canacol usó los recursos netos para pagar los montos pendientes obtenidos en préstamo bajo su línea de crédito existente por el monto de $305 millones más el interés causado. Al reemplazar la línea de crédito actual de $305 millones, la Compañía se beneficia con: 1) Reemplazo del préstamo a término actual que tiene una tasa de interés fluctuante de LIBOR a tres meses más 5,5%, que actualmente podría ser en total de aproximadamente un 8%, pues la LIBOR a tres meses ha estado aumentando sustancialmente durante los últimos 14 meses, por una tasa fija de bono de cupón de 7,25%. Esto, por supuesto, proporciona tanto una reducción como certidumbre de los gastos de deuda en un ambiente de tasas de interés extremadamente volátil. 2) Diferimos la amortización trimestral de $23,5 millones de la línea de crédito previa, que estaba prevista para comenzar en marzo de 2019, por un vencimiento único en mayo de ) Un contrato de títulos administrativamente menos gravoso que no requerirá garantía o certificación trimestral de compromisos de mantenimiento pues el bono tiene compromisos basados en el momento de asunción de los mismos. 4) No se requiere mantener efectivo en una cuenta de reserva de servicio de deuda según se requería bajo la línea de crédito previa. Estaba previsto que estos montos sumaran en total aproximadamente $25 millones más adelante en 2018 bajo la línea de crédito previa.

19 Jason Bednar Vicepresidente Financiero Conclusión financiera Activos especiales de gas de Canacol Primer trimestre en la historia corporativa con ventas contractuales realizadas de gas de tres dígitos 106 MMcf/d +25% de un trimestre a otro Activos especiales de gas Margen del 72% Repunte secuencial del 5% en ganancias netas de gas durante el primer trimestre Entrega de gas natural bajo contratos de compra en firme a largo plazo (~$4,75/Mcf en promedio) Gasto de $80 MM en 2018 Aumento de producción en un ~50% de un año a otro (2017 a 2018) G&A/boe reducidos en 24% de un año a otro en el primer trimestre de 2018 Se difirieron todos los pagos de capital de deuda a 2025 PÁGINA 19 En resumen, para el trimestre terminado en marzo 31 de 2018, este fue el primer trimestre en la historia corporativa con ventas contractuales realizadas de tres dígitos, que fueron en total de 106 millones de pies cúbicos por día. La Compañía tiene un base de activos especial que soporta márgenes del 72%. Nuestro programa de gastos de capital para 2018 estará claramente dentro del flujo de caja y el efectivo existente, aunque planeamos doblar nuestra producción de salida. Seguimos altamente disciplinados con nuestra base de capital, habiendo reducido los G&A de un año al otro para el primer trimestre de Con nuestra casa financiera en orden, habiendo diferido todos los pagos de capital de deuda a 2025, y con un superávit de capital de trabajo de aproximadamente $95 millones, estamos bien posicionados para lograr nuestros objetivos corporativos. Le daré la palabra de nuevo a Charle para cerrar con la estrategia y perspectiva para lo que resta de Muchas gracias a todos.

20 Charle Gamba Presidente y Director Ejecutivo PÁGINA 20 Gracias Jason.

21 Charle Gamba Presidente y Director Ejecutivo Estrategia y perspectiva para Venta de un promedio de MMscfpd bopd 2. Asegurar que la capacidad productiva sea > 230 MMcf/d MMcf/d proyección para 2018 e MMcf/d bopd 3. Ejecutar el programa de exploración y evaluación de 4 pozos Costo de F&D promedio $0,50 / MCF (1) Precio de venta promedio de 2018 e $4,75 /MCF (2) 4. Desinversión de activos de petróleo convencionales colombianos no esenciales (1) Costo de F&D para reservas de gas 2P de Canacol para los tres años terminados en 31/12/2017 (2) Basado en los contratos de gas actuales, neto de costos de transporte PÁGINA 21 Los objetivos de la administración para lo que resta de 2018 son: 1) Vender un promedio de 114 a 129 pies cúbicos estándares por día de gas y barriles de petróleo por día. 2) Realizar las inversiones necesarias en perforación, instalaciones y líneas de flujo para asegurar que la capacidad productiva de la Compañía sea de más de 230 millones de pies cúbicos estándares por día de gas en diciembre 1 de ) Ejecutar un programa de perforación de cuatro pozos de exploración y evaluación para aumentar las reservas. 4) Y, finalmente, desinvertir los activos de petróleo convencionales colombianos no esenciales con el fin de enfocarnos en la exploración y comercialización de nuestras significativas reservas de gas y base de recursos en Colombia.

22 Charle Gamba Presidente y Director Ejecutivo Plan para 2018 Presupuesto de capital de $80 MM para 2018 US $ en MM Sobrepeso de gas: 97% de producción y capital Asegurar que Canacol logre 230 MMscfpd de producción de gas en diciembre de pozos Programa 4 de exploración y evaluación Sísmica, acondicionamientos y otros, $30 Exploración y desarrollo, $33 3 de desarrollo y varios acondicionamientos de gas Instalaciones y equipo, $17 Totalmente financiado con efectivo existente y flujos de caja 2. Expansión de las instalaciones de recolección y procesamiento de gas 3. Adquisición de nuevos datos de sísmica de 3D sobre el contrato VIM-5 PÁGINA 22 Los aspectos destacados del programa de gasto de capital orientado a garantizar que la Compañía logre una capacidad de venta de 230 millones de pies cúbicos estándares de gas en diciembre de 2018 incluyen: 1) Perforación de cuatro pozos de exploración y evaluación y tres pozos de desarrollo. 2) Expansión de las instalaciones de recolección y procesamiento de gas de la Compañía en Jobo. 3) Varios acondicionamientos de sus pozos de gas existentes. 4) Y la Compañía espera iniciar la adquisición de nuevos datos de sísmica de 3D sobre su contrato VIM-5 con el fin de continuar aumentando su portafolio de perforación para exploración de gas. Aproximadamente el 97% del presupuesto originalmente anunciado de $80 millones para 2018 está dedicado a gastos en los activos de gas de la Compañía, y el remanente en activos de petróleo de la Compañía, y será totalmente financiado con efectivo existente y flujos de caja.

23 Charle Gamba Presidente y Director Ejecutivo Proyectada la entrega de ~100 MMcf/d adicionales en diciembre de 2018 Fuerte crecimiento futuro de la producción de gas Expansión de Promigás + ~100 Gasoducto Sabanas En MMcf/d En boe/d PÁGINA 23 Para 2019, la Compañía tiene como objetivo volúmenes de gas contractual realizado de 230 millones de pies cúbicos estándares por día. Estos volúmenes representarían un crecimiento del 75% de un año a otro en las ventas de gas frente a los 122 millones de pies cúbicos de gas natural por día para las ventas promedio planeadas de gas natural de la Compañía, y seguimos altamente enfocados en lograr esta meta este año.

24 Carolina Orozco Directora de Relaciones con Inversionistas Transformación en la compañía independiente de gas natural líder en Colombia Conferencia telefónica sobre el primer trimestre de 2018 PÁGINA 24 Gracias por participar en la teleconferencia de Canacol para el primer trimestre. Por favor, conéctense nuevamente en agosto para nuestra teleconferencia del segundo trimestre. Pueden desconectarse ahora de la teleconferencia. Gracias y que tengan un gran día.