PRESENTACIÓN DE ESTADOS FINANCIEROS A DICIEMBRE 31 DE 2016

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1 PRESENTACIÓN DE ESTADOS FINANCIEROS A DICIEMBRE 31 DE 2016 NICOLÁS ACUÑA Vicepresidente Financiero: Buenos días y gracias por acompañarnos en la mañana de hoy. Empezamos nuestra presentación con los aspectos a destacar del reporte de reservas a 31 de diciembre de El índice de vida de las reservas 1P es de 9 años, basado en producción promedio diaria de 4Q de 2016 ( boepd) y el índice de reservas 2P es de 13 años basado en la misma producción. Estas reservas tienen un VPN- 10 antes de impuestos de US$900 millones y C$5,47/acción y VPN-10 antes de impuestos de US$1,3 billones y C$8,79/acción, respectivamente. Estos son unos indicadores bastante satisfactorios para la compañía, pensando en el desarrollo y crecimiento futuros. Aquí incluimos lo que nosotros definimos como los costos de descubrimiento de las reservas 2P. En primera instancia, costo de descubrimiento y desarrollo, y acá abajo vamos a ver lo que es el costo de descubrimiento, desarrollo y adquisición. Obviamente la compañía también ha crecido gracias a adquisiciones que ha realizado en los últimos años. Aquí lo tenemos para el año 2016 y aquí tenemos el promedio para los dos últimos años. Entonces, en lo que tiene que ver con gas, el costo de descubrimiento y desarrollo es de US$4,71/boe, e incluyendo lo que es gas y crudo es de US$5,31/boe; pero si lo miramos en el promedio para los dos últimos años, pues es un costo bastante interesante, bastante bajo, de US$2,52/boe sólo para gas y de US$3,48/boe para lo que es crudo y gas por barril equivalente. Ahora, si incluimos las adquisiciones, el costo sube a US$5,04/boe para gas y a US$5,66/boe a nivel corporativo, pero al nivel promedio para los 2 últimos años estamos hablando de 3 dólares por barril de costo de descubrimiento en gas y finalmente de 3 dólares con 89 por barril equivalente a nivel corporativo. Qué nos dice esta cifra? Lo que nos costó descubrir, desarrollar y adquirir esas reservas. Y básicamente uno lo puede comparar, si quisiera, contra el precio del crudo, el precio del crudo del WTI. Hoy en día estamos hablando de 47 dólares. Entonces, para generar un barril de 47 dólares tenemos estos costos de descubrimiento y adquisición un poco por debajo de 4 dólares, lo cual quiere decir un importante nivel de eficiencia en las actividades de exploración y de adquisición que tiene la compañía para adicionar reservas. Ya pasamos aquí a los resultados operativos y financieros del último trimestre y del año A nivel de producción, como mencionábamos, tenemos un promedio de casi barriles equivalentes, tanto de crudo y gas, para el trimestre terminado en diciembre. Como siempre, presentamos abajo las producciones de varios campos, incluyendo Rancho Hermoso, LLA-23, Esperanza, VIM-5, entre otros. Para el trimestre terminado el 31 de diciembre de 2016, Llanos 23 produjo boepd, que como pueden observar continúa en su declinación, explicado por los 1

2 precios del crudo. La compañía ha tomado la decisión, ante este mercado de precios, de no invertir en crudo, pues en la cuenca de los Llanos, si no realizamos inversiones, la producción va a continuar bajando y el corte de agua va a continuar aumentando barriles equivalentes de los campos productores de gas, que son La Esperanza y VIM-5. La producción del contrato de producción incremental en Ecuador fue de barriles equivalentes, que más o menos se ha mantenido estable, aunque declinó un poco en el último trimestre. La producción de gas, como ustedes saben, fuera de temas técnicos, también está atada a que nuestros clientes de gas consuman el gas. Entonces, en el último trimestre se observó que nuestros clientes dejaron de tomar parte de la producción, lo cual explica este decaimiento que presentamos aquí en el último trimestre. Para ajustar el tema de nuestros clientes, nosotros presentamos esta otra gráfica, donde presentamos ventas y facturación trimestrales que, en adición a la producción que acabamos de presentar en la gráfica anterior, incluye el gas que no fue tomado por los clientes, pero al cual tenemos derecho a registrar como ingresos, debido a que son volúmenes take-or-pay, donde, bajo el contrato, el cliente tiene la firmeza de contratar el gas y pagarlo y si no lo toma, siendo una de ellos no tomarlo, genera para nosotros otros ingresos que es como los reportamos en nuestros estados financieros. Igualmente lo que tiene que ver con nominaciones de gas no entregadas. Por lo tanto, como observan, incluyendo estos efectos de los contratos de gas, subimos de a barriles equivalentes por día. Con estos resultados de producción que hemos mencionado tenemos unos importantes resultados en los ingresos ajustados. Nuestros ingresos ajustados, como recuerdan, incluyen todos nuestros ingresos por ventas de crudo y gas, pero también reconocemos los ingresos del proyecto en Ecuador. Para el último trimestre fue de 48 millones de dólares que, si lo comparamos contra el trimestre de diciembre del 2015, tuvo un incremento bastante importante, casi del 100%. Estamos llegando a un 92,3%, claramente explicado, como hemos comentado, por el desarrollo de las ventas de gas gracias a los contratos que ha firmado la compañía y, en adición, la entrada en operación de la ampliación del gasoducto de Promigas, que va desde nuestro campo Jobo hasta las ciudades de Cartagena y Barranquilla, en 65 millones de pies cúbicos. Entonces, eso colaboró y logró que los ingresos casi se duplicaran en estos últimos 12 meses comparando los últimos dos trimestres de los años 2015 y Igualmente sucede con los fondos ajustados provenientes de las operaciones, también incluyendo a Ecuador. Pasamos, frente al trimestre anterior, de 30 millones a 42 millones, un crecimiento de más del 30%; y en adición, al comparar anualmente, tenemos un crecimiento de 8,5 millones a 42 millones, como se representa acá, lo cual es un crecimiento bastante importante, casi de 400%, en la 2

3 generación de fondos en las operaciones. Estos resultados tan positivos tienen beneficios y resultados positivos también a nivel de ganancias y resultado operacional del grupo consolidado. Si ustedes observan, el año anterior terminamos en el trimestre terminado en diciembre con - 84 millones de dólares, hemos estabilizado la operación y resultados durante los últimos trimestres, y este trimestre último, de diciembre, presentamos una ganancia neta de 20 millones de dólares, representado por los resultados operativos importantes. Tenemos que mencionar que tuvimos nuevamente a final de año que realizar unos deterioros de algunos activos, que representaron un gasto de 37,3 millones de dólares, básicamente de dos campos que son Llanos 23, debido al recalculo del valor del activo contra los precios del crudo, que siguen estando bajos, y el campo Capella, que es nuestro campo de producción de crudo pesado. Esos dos deterioros de esos dos campos representaron un gasto de 37,3 millones. Pero aun así, logramos presentar un resultado positivo, gracias a las operaciones y también debido al manejo tributario que le hemos dado a las operaciones de la compañía durante el año Básicamente en el impuesto corriente, como ustedes saben, hubo una reforma tributaria al final del año pasado y esa reforma, dentro de algunas cosas buenas, permitió aprovechar la amortización de los activos a 5 años, y yo creo que no sólo nosotros sino muchas de las compañías del país aprovecharon esa posibilidad para recalcular la depreciación a nivel tributario, lo cual nos permitió reducir el pago del impuesto corriente gracias a este beneficio que estaba en la reforma tributaria. En adición, también hubo un castigo del campo Capella, que también nos permitió reducir los impuestos durante el Eso en cuanto al impuesto corriente; y en la parte del impuesto diferido también logramos reconocer un activo que nos va a permitir tomar descuentos tributarios en los años posteriores, que está relacionado con los activos o los deterioros de activos que habíamos realizado en años anteriores y también en el 2016, pero principalmente en años anteriores, que no había sido posible reconocer como impuesto diferido activo y que este año ya pudimos definir cuál va a ser la estrategia para aprovecharlo y, por lo tanto, podemos entonces incluirlo como un beneficio a través del impuesto diferido. Básicamente eso es lo que explica a nivel tributario la recuperación de impuestos que se menciona. A nivel de EBITDA, aquí comparamos los tres meses o trimestres anteriores, 2015 y Arrancamos de la utilidad, haciendo los ajustes de impuestos, de depreciación y de deterioros, pues claramente tenemos un resultando bastante positivo en el trimestre. Teníamos un resultado negativo de 2,5 millones de dólares para el trimestre terminado el 31 de diciembre de 2015 y para el trimestre terminado el 31 de diciembre de 2016 tenemos un resultado muy positivo a nivel de EBITDA de casi 24 millones de dólares. Ahora, si nos comparamos año a año, 12 meses de diciembre de 2016 contra 12 meses del período de 12 meses 3

4 anterior que cerraba en junio 30, pues también tenemos un resultado bastante positivo de 94 millones versus 66 millones. Y presentamos el año fiscal especial, que va de julio a diciembre de 2015, que son sólo 6 meses, donde hicimos el ajuste de nuestro cierre corporativo fiscal, y en donde sólo obtuvimos 3,5 millones de dólares. Entonces, claramente, en EBITDA también vemos reflejados los buenos resultados que obtuvimos durante el año 2016 que, vale la pena destacar, dan cumplimiento a todas las estrategias que desarrolló la compañía para poner en producción los campos de gas y finalmente aumentar la producción a través del gasoducto de Promigas y llegar hasta casi 90 millones de pies cúbicos diarios. Todo eso se refleja en las cifras que hemos mencionado a la fecha. Para destacar, de los logros del año 2016, en gas perforamos cuatro pozos: Oboe, Níspero, Trombón y Nelson-6, los cuales, todos, resultaron positivos y productores y van a colaborar en la producción, para dar cumplimiento a los contratos de gas que ha firmado la compañía. Pozos de desarrollo. También fueron exitosos los pozos de desarrollo que perforamos. Capacidad de procesamiento. Hoy en día, en nuestra estación Jobo, donde concentramos toda la producción de los campos Esperanza y VIM-5, tenemos una capacidad de tratamiento y de producción de 200 millones de pies cúbicos. Hoy en día estamos produciendo cerca, un poco menos, de 90 millones de pies cúbicos, entonces claramente estamos muy cubiertos. No vamos a tener en ningún momento deficiencia de capacidad de producción y tratamiento para cumplir los contratos hasta finales de este año. Como lo veremos más adelante, tenemos planes de aumentar la producción para diciembre del 2017 hasta 130 millones de pies cúbicos, con lo cual tampoco vamos a estar estresando esta capacidad de procesamiento. Capacidad productiva. Se logró un aumento de 195 millones de pies cúbicos con 13 pozos actuales a una tasa promedio de 15 millones de pies cúbicos por cada uno. O sea, hoy en día, si quisiéramos, pudiéramos abrir las válvulas, poner en producción los pozos y producir 195 millones de pies cúbicos, y tenemos la capacidad de tratamiento de hasta 200 millones de pies cúbicos. Entonces estamos bastante holgados en lo que tiene que ver con la capacidad productiva de la compañía. Las limitaciones obviamente son gasoductos y contratos no tanto, porque tenemos contratos firmados para el largo plazo. Como mencionamos, a abril de 2016 logramos la meta de 90 millones de pies cúbicos y nuestras nuevas metas a través de un SPV, que es una compañía independiente donde Canacol simplemente está promoviendo el desarrollo y la construcción de un gasoducto para transportar 40 millones de pies cúbicos, con la meta que esté en operación a finales de este año en diciembre, nuevos contratos, obviamente nuevos contratos que hemos firmado, y más adelante, con meta a 4

5 diciembre 2018, junto con Promigas, con quienes hemos firmado un acuerdo para construir una ampliación en sus gasoductos de 100 millones de pies cúbicos, y obviamente también estamos en el proceso de firmar contratos para copar esta capacidad adicional. Entonces, como lo hemos mencionado, para finales de diciembre 2017 llegaríamos a 130 millones de pies cúbicos, y para diciembre 2018, cuando este gasoducto con Promigas esté terminado, estaríamos produciendo 230 millones de pies cúbicos. Tenemos una capacidad de tratamiento de 200 millones de pies cúbicos. Lógicamente tendremos que hacer algunas inversiones para llegar a los 230 millones de pies cúbicos, pero son unas inversiones mínimas. Ya en lo que tiene que ver realmente con 2017, también tiene que ver esto, estamos reiniciando algunas actividades en petróleo. Como lo mencioné anteriormente, debido a los precios, estábamos esperando a que mejoraran. A final del año pasado, afortunadamente con los acuerdos en la OPEP y otros países grandes productores, se logró una mejora en el precio, que ha retrocedido un poco en estas últimas dos semanas pero básicamente se mantiene mucho mejor que lo que estaba el año pasado. Entonces, con base en esas señales de mercado, a finales del año pasado y este año, hemos perforado el pozo Mono Capuchino en nuestros proyectos VMM-2 del Magdalena Medio. Este viernes hacemos el spud para iniciar la perforación del pozo Pumara-1, localizado en nuestro contrato Llanos-23, en el cual tenemos muchas esperanzas. Creo que Omar nos va a comentar algo más adelante al respecto. Queremos mantener nuestros netbacks en dos dígitos. Por ejemplo, en Llanos-23, al corte de este año, en el último trimestre, tenemos un netback de 14.8 dólares, que sigue siendo bastante importante e interesante y, si miramos el precio, confiamos en que siga creciendo. A nivel corporativo, el G&A lo hemos mantenido y buscamos que se reduzca a cerca de 21,5 millones de dólares por año. Hemos realizado una refinanciación de la deuda, que la cerramos el 16 de febrero de este año Más adelante les daremos un poco más de detalles sobre esta refinanciación. Importante destacar que, debido a los resultados de EBITDA que estamos obteniendo, nuestro indicador de endeudamiento ha mejorado drásticamente. Llegamos a tener un indicador de 3.8, tocando el máximo de 3 y medio y de 4, pues después tuvimos un waiver del banco con BNP. Actualmente estamos apuntando a que vamos a tener una relación de endeudamiento del 1.5, lo cual nos da bastante tranquilidad. Finalmente, sólo para mencionar algunas cifras importantes, en caja contamos con 66,3 millones de dólares americanos. En efectivo restringido, 62 millones, de los cuales cerca de 45 millones corresponden a las inversiones que respaldamos en Ecuador. Tenemos un capital de trabajo bastante holgado de 65 millones de dólares; y hoy en día, a febrero, con la refinanciación, tenemos una deuda de 265 millones de dólares. Procedo a cederle la palabra a Omar. 5

6 OMAR PATIÑO Vicepresidente de Operaciones: Buenos días a todos, mi nombre es Omar Patiño, soy el Vicepresidente de Operaciones para Canacol en Colombia. Yo creo que todos estamos muy familiarizados con este mapa, que ha sido la actividad de los últimos años de Canacol en el Valle Inferior del Magdalena. Yo considero que Canacol ha sido la empresa líder en poner esta cuenca nuevamente en el interés de hidrocarburos a nivel nacional. Aquí tenemos los bloques Esperanza, VIM-5, VIM-19 y VIM-21, de los cuales Esperanza y VIM-5 ya se encuentran en producción. Hacia la parte del Valle Medio tenemos lo que comentaba Nicolás, la parte de VMM-2, VMM-3 y todo lo que se está haciendo en no convencional, en lo cual estamos liderando, junto con ConocoPhillips esta acción en Colombia. La otra parte es la parte Llanos, en donde tenemos precisamente el bloque Llanos-23 y donde se perforará el pozo Pumara-1. Algo muy importante de Llanos es que estamos hablando de crudo liviano. La gravedad API que manejamos aquí está por encima de los 28 hasta los 32 grados API. Y en la parte en que somos socios, el operador, aquí en esta parte de la cuenca del Caguán, está el bloque Ombú, y en la parte de Ecuador, donde estamos aquí, en la Cuenca del Oriente, cerca de la frontera con Colombia, el contrato de Libertador. Esto ya es un resumen de lo que mencionaba Nicolás, que es el impacto que tiene en la parte de reservas 2P a diciembre de 2016, 85 millones de barriles equivalentes y una vida de reservas de 13 años, lo cual es muy significativo. Tenemos un importante potencial de 21 bloques de exploración y, incluso el año pasado, Canacol ha sido una de las empresas líderes en mantener pozos exploratorios, pozos A3, tal como lo mencionaba Nicolás. Yo creo que el 40% o 50% de los pozos A3 perforados el año pasado en Colombia correspondían a Canacol. Esta diapositiva muestra la evolución del enfoque que ha tenido la compañía, el split entre petróleo y gas. Vemos cómo los últimos años hemos estado apuntándole al desarrollo del gas, en el cual hemos sido exitosos. Nuevamente, las metas de producción o los resultados de producción, tal y como mostraba Nicolás, alcanzados el año pasado ratifican esta condición y, en línea con lo que mencionaba Nicolás, la participación, el impacto del crudo en función de los precios se ha venido reduciendo, aunque con la actividad que esperamos reactivar ahora en la parte de Llanos-23, y que vamos a ver en un slide más adelante, en función de la estabilización de estos precios WTI, entre 48 y 50 dólares, reactivar esa operación. Entonces 6 descubrimientos con un 86% de éxito, tenemos, con volúmenes superiores a los 315 BCF, un gas producido alrededor de los 45 BCF, especialmente en lo que corresponde al año 2016, en donde teníamos valores de 90 millones de pies cúbicos por día. 6

7 En crudo liviano tenemos 10 descubrimientos, un 71% de éxito, más o menos unos 18 millones de barriles de crudo producido. Hemos desarrollado con éxito estos campos de crudo y ahora vamos a ver cuál ha sido la estrategia para unir la parte de fondo con la parte de superficie, para seguir haciendo estos campos rentables y mantener un netback positivo, como se veía en la presentación anterior. Otra actividad que se está liderando es la parte del shale oil, en la parte de la cuenca del Valle Medio del Magdalena, en donde tenemos dos contratos que son VMM-2 y VMM-3, en donde tenemos un socio estratégico y de mucho peso a nivel mundial como es ConocoPhillips. La proyección de producción de gas de Canacol, básicamente es lo que hemos venido haciendo, estos son barriles equivalentes, estamos hablando más o menos de los 90 millones de pies cúbicos. La expectativa que tenemos a finales de este año, que es alcanzar otros 40 millones de pies cúbicos, llegar a 130 millones de pies cúbicos, y para 2018 toda esta parte de conexión con Promigas, la parte de transporte, superar los 40 mil barriles equivalentes. Si ustedes recuerdan, todo esto está en línea con la capacidad de tratamiento y de potencial de producción de los pozos que hemos venido desarrollando y que continuamos desarrollando este año y el próximo. Contratos de gas. Como conocen muy bien, el mercado de gas permite precios fijos que ofrecen flujos de caja estables. Eso hace que la compañía en sí sea insensible a las variaciones de los precios del crudo, 90%, pues estamos apalancados en esta parte de gas, lo cual lo hace independiente de estos valores WTI o estas fluctuaciones, especialmente las que vimos, las que venimos viendo desde el segundo semestre del 2015 a nivel mundial. La otra parte que para nosotros es muy importante es que la parte de hidrocarburos líquidos que manejamos corresponde a crudo liviano, lo cual le da una mayor viabilidad bajo las condiciones actuales del mercado en términos de comercialización y apetito comercial por los mismos. Esta es un gráfica muy importante. Esta es como una línea base de este valor. Aun si el petróleo estuviera en ceros y aun cubriendo el opex de la operación de estos campos de petróleo y de hidrocarburos líquidos, vemos el impacto que tiene el gas, en línea con lo que mencionábamos, que es insensible a esos valores de precios del crudo WTI. Entonces esta sería la línea base, el worst case scenario, aun con los precios del crudo en cero, pero aun pagando esos gastos de opex. Entonces, estamos hablando de 106 millones de dólares y,, a medida que el precio WTI aumenta, la pendiente es aún más positiva. Estamos hablando, para Canacol, hay unos precios de gas más o menos alrededor de los 5 dólares por MBTU, que nos coloca a nivel mundial y a condiciones locales a una muy buena condición de operación. Por darles una idea, 7

8 la conversión MBTU a miles de pies cúbicos es 1 a 1. Nuestro gas es un gas seco, principalmente metano, entonces hagan de cuenta que son más o menos o 1.006, pero se puede hacer la conversión directa. Todos estos valores de Estados Unidos y Canadá corresponden a gas shale principalmente; y la parte de Europa es gas proveniente de la parte de Rusia, Ucrania, los antiguos países de la cortina de hierro, Azerbaiyán. Aquí estamos comparándonos con la parte de Norteamérica, nuestros netbacks, y es amarrado también a lo que mencionábamos. Las condiciones fisicoquímicas de nuestro gas son muy favorables, no tenemos presencia de H2S, no tenemos presencia de oxígeno, no tenemos presencia de SO2, especialmente el H2S que tiene un impacto fuerte. Eso hace que nuestros costos de tratamiento sean realmente bajos. La forma en que hemos integrado la parte de tratamiento, líneas de flujo, con una operación centralizada, pues permite también manejar unos valores de opex realmente bajos, y eso hace que los netbacks que tengamos sean positivos. Estamos hablando más o menos de 24 dólares por barril equivalente. Este es un netback después de regalías y condiciones de factor X que tenemos también en algunos de los bloques. Esto resume el impacto positivo. Estos campos que se mencionan aquí son campos principalmente en Canadá. Este Kakwa es uno de los más grandes ahora y corresponde a gas shale. Este segundo Sunrise, este es en Timor, entre Timor y Australia más o menos, pero pues vemos el gran gap que se tiene, aun a sabiendas que las condiciones de operación en Colombia, por otros temas que no se ven en otras partes del mundo, como condiciones de seguridad, seguridad física, parte social quizás, hace que las operaciones a veces tengan un costo mayor comparado, la parte de vías de acceso, vías de transporte, tenga un mayor costo con respecto a otras zonas, especialmente si comparamos con Norteamérica. Entonces de ahí el impacto positivo que se tiene. El netback operativo histórico. Cuando ustedes ven esta gráfica, estas dos líneas para Canacol en donde convergen, pues se ve cómo la parte de crudo pierde relevancia y la que toma mayor relevancia es lo correspondiente a la parte de gas, que es la que representa, en este momento, gran parte del impacto de la compañía, y que va en línea con este valor, alrededor de 24 dólares más o menos. Este, geográficamente y volviendo quizá al mapa inicial donde mencionábamos la parte del Valle Inferior del Magdalena, pues estamos en una posición estratégica. Recordemos a ver. Este es el gasoducto que va desde Chuchupa-Ballena y, por decirlo así, nosotros estamos cerrando ese sistema de transporte, de Promigas. Esta línea que ven ustedes hacia el sur es la línea hacia Cerromatoso, que es una línea que se puede considerar privada, porque es la que abastece básicamente Cerromatoso, la operación de ferroníquel, y algunas comunidades que hay en la zona. 8

9 Hacia el norte, que era lo que mencionaba Nicolás, que es la parte de expansión que se ha tenido, básicamente esto nos ubica en una posición geográfica histórica muy importante. Una es el depletamiento natural que se ha observado en Chuchupa-Ballena y, hablando de términos más técnicos, tenemos en Chuchupa- Ballena una cuestión de depletamiento por presión. Obviamente es un campo que lleva operando más de 25 años, es un campo gigante, pero ya acusa, desde hace varios años señales de depletamiento, y en La Creciente el depletamiento es función de la entrada de agua, de por sí se han visto obligados a cerrar algunos de los pozos porque el volumen de agua ya se vuelve inmanejable. Entonces eso nos coloca en una posición geográfica histórica muy importante, que nos ha permitido tener la relevancia que hemos tenido, de los 90 millones de pies cúbicos para abastecer el mercado industrial y termoeléctrico, principalmente de Cartagena y Barranquilla. En el 2015 la Región Caribe consumió 37% del gas en Colombia y, si revisáramos ahora números, cuando cierra el 2016, pues vamos a ver que es una tendencia creciente en función del desarrollo industrial, la entrada en operación de Reficar, que esperamos que sea ya full en este año. En la parte de transporte, que es como la siguiente etapa, más allá de lo que estamos haciendo ahora en perforaciones, está lo que mencionaba Nicolás, el SPV, como empresa privada, para manejar 40 millones de pies cúbicos al día, lo cual a diciembre de este año nos pondría en 130 millones de pies cúbicos, capacidad de producción y tratamiento que en este momento contamos, es decir, no implicaría una limitante a las condiciones actuales. Ya estamos preparados para recibir estos volúmenes de producción. Se construirían 6 pulgadas, esto se plantearía, más allá de como gasoducto, como una línea de flujo, para efectos de licenciamiento ambiental y por el diámetro mismo que se está planteando, que es de seis pulgadas. Al plantearse en seis pulgadas, obviamente, técnicamente esto requiere estas dos estaciones compresoras, para efectivamente llegar a esta capacidad de 40 millones de pies cúbicos. Y el otro proyecto que es vital, no sólo para Canacol sino para el desarrollo del país, es la construcción de esta línea, por parte de, en conjunto con Promigas, en donde a finales del 2018 se espera manejar unos 100 millones de pies cúbicos adicionales. Para soportar todos estos volúmenes de producción a 2018, es parte de la campaña de 2017 que inclusive ya iniciamos. Cuando digo ya iniciamos, este es un resumen de dos bloques, que son VIM-5, Esperanza y embebido dentro de Esperanza está VIM-21. Esta es la estación Jobo. Aquí es donde se hace toda la parte de tratamiento. Cuáles son ya existentes? Clarinete, Oboe y Nelson y Palmer en Esperanza. Entonces, todos estos campos ya están conectados a la estación Jobo. Ya vamos a iniciar los trabajos para conectar Níspero y Trombón, que fue de los otros pozos exploratorios exitosos del año pasado, y el viernes pasado ya hicimos el spud de este pozo, de Cañahuate. Una gran ventaja geográfica de Cañahuate es que estamos a 4, 5 kilómetros de la estación Jobo, 9

10 por lo tanto la construcción de la línea de flujo es bastante ágil, digámoslo aquí, y en esta zona ya hemos superado los acuerdos correspondientes a consulta previa por presencia de comunidades indígenas. Entonces el tie-in de estos proyectos, Cañahuate, es bastante efectivo. El otro desarrollo importante, aunque se superpone, es el desarrollo de Nelson- Porquero. Somos, yo creo, la primera compañía en donde reportamos de forma exitosa producción en Porquero, que siempre ha sido un anhelo en la cuenca y ha sido un driver ahora para otras compañías, como Hocol, el mismo Ecopetrol, donde esto se vuelve, esto se superpone, Ciénaga de Oro, que había sido el yacimiento principal que es el profundo y uno más somero que es Nelson- Porquero donde actualmente estamos produciendo alrededor de 10, 12 millones de pies cúbicos de esta formación. Como ven, de cada una de estas geometrías o polígonos que se presentan aquí tenemos un gran inventario de prospectos y leads, y lo más importante es que estos prospectos y leads están en un radio de 20 kilómetros de la estación Jobo, lo cual facilita o permite el desarrollo enfocado hacia la centralización para tratamiento y manejo en la estación Jobo. Esto es lo que brinda la gran oportunidad para pensar en este desarrollo, de 90 a 130 y de 130 a 230 millones de pies cúbicos. Este es el objetivo que les comentaba de exploración Cañahuate. Como les decía ya hicimos spud el viernes. Ya perforamos el hueco de superficie. Vamos a iniciar el hueco intermedio. El objetivo exploratorio es también Ciénaga de Oro, aunque también tenemos como objetivo secundario alguna posibilidad en Porquero. Algo importante del desarrollo que hemos tenido en la parte de gas, y es muy importante que ustedes ven aquí la palabra Cañahuate-B, Cañahuate-D, Cañahuate-C. De acuerdo al resultado exitoso que se tenga en Cañahuate-1, desde el mismo pad y de forma inmediata, podríamos perforar estas otras estructuras, lo cual tendría un impacto importante tanto en producción como en reservas. Entonces parte del desarrollo que se ha enfocado en la parte de gas es centralizar los pads. Esto facilita mucho e impacta la parte de costos y la parte de perforación y el tener de una forma pronta esos resultados en producción. Estamos hablando de seis semanas ya para perforar y probar. Yo pensaría que inclusive podrían ser cinco, dado que iniciamos el viernes. Yo esperaría que a finales de abril inclusive ya podamos tener algunos resultados. En la parte de crudo, nuevamente la idea es, con la estabilización que hemos tenido en los precios, pues hay oportunidades importantes, continuar la actividad de los proyectos de recobro secundario que se están haciendo en Libertador, en la cuenca Llanos, pues como comentaba el spud de Pumara es este viernes. Ya paramos torre, hemos tenido ya la movilización de tubería de perforación y estamos haciendo las inspecciones finales para hacer el spud de este pozo. 10

11 Tenemos unas reservas 2P con una expectativa de 3 millones de barriles y obviamente el éxito que hemos tenido en este bloque es alto y ahora vamos a ver un slide en donde integramos esa parte de fondo a la parte de superficie. En la parte de la cuenca del Magdalena Medio, la idea en somero es la parte de investigar el potencial en un play establecido, que es un play ampliamente desarrollado en la cuenca, que son las formaciones Lisama y Umira y una gran cantidad de campos en toda esta zona de productores. Y en la parte de profundo, hay un socio estratégico que es lo que ya les mencionaba en la parte de ConocoPhillips. En la parte de reporte de recursos prospectivos realizado con D & M en octubre del 2014, pues teníamos un P-50 en esos tres bloques, de 168 millones de barriles. Esta es la parte de los resultados de Mono Capuchino que, de forma pronta, Carolina, tú me confirmas cuándo estaríamos publicando resultados? Esta semana, OK, entonces entre hoy y mañana estaríamos presentando los resultados de Mono Capuchino, tanto en las formaciones de La Luna, como en la formación de Lisama. Este era el pozo original que se había perforado y la gran ventaja de Mono Capuchino, que cubrió lo que ya había perforado el pozo y unos plays adicionales. Esta es la parte de Pumara en Llanos-23. En Pumara, bueno, en Llanos-23, como les comentaba, en 2016 logramos mantener activo este campo. No hubo inversiones adicionales en la parte de perforación, pero se logró mantener activa una producción con netbacks positivos. Este pozo estaría ubicado aquí, el pozo Pumara. Esta es una línea de flujo que tenemos, que conecta todos los pozos y los campos descubiertos, centralizando la parte de tratamiento, producción y almacenamiento y despacho de carrotanques aquí en una estación que se llama Pointer. Si ustedes ven otros leads, que es este Pumara y otros que son Danés, Chitara, están alineados a lo largo de esa misma línea de flujo, entonces lo cual permite perforar, producir de forma inmediata y alinear una línea de flujo, lo cual mitiga muchísimo los costos en la parte de opex y de lifting costs. Eso nos ha permitido manejar lifting costs que hacen que estos netbacks sean positivos. Y, como mencionaba, hay otros leads, otros plays, que están definidos con sísmica 3D, que están listos a perforar y siguen la misma filosofía de esa combinación de fondo y superficie, en donde se alinea la parte de líneas de flujo, tratamiento, buscando estos netbacks positivos y sobre todo un lifting cost bien bajo. Hay otros impactos que podríamos decir que son priceless, como el manejo social, menor impacto en comunidades, que permiten un desarrollo más rentable de estos recursos. 11

12 Estarían cuatro prospectos listos a perforar. El primero es Pumara, como les decía, pero hay otros que son Danés y Chitara. Y hay un valor significativo en caso de éxito porque es producción lista a comercializar. Este es un zoom ya sobre Pumara. Nuevamente también tenemos identificados pozos adicionales que son Pumara-A y Pumara-B, en caso de éxito, a perforar desde la misma plataforma ya construida. Diferentes formaciones de interés, que son Gachetá-Ubaque y la otra es una combinación de C7-Mirador-Barco. Qué es lo importante de todas estas formaciones en esta zona? Estamos hablando de crudo liviano, por encima de los 28 API. Este es un slide que es reflejar cuál ha sido la subvaloración en la acción y obviamente cuál es el impacto. Este es el valor de la empresa. Este es el precio de la acción con respecto a las acciones en circulación y comentando, o amarrándolo a lo que presentaba Nicolás con respecto a la deuda neta, esto al 31 de diciembre de Y vemos el impacto que tiene la parte de las reservas de gas 2P, lo cual nos pondría muy por encima de lo que se estima como valor de la empresa. Cuando a esto sumamos otros impactos, como es la parte de crudo, pues vemos cómo ese valor sigue aumentando con respecto a este valor base calculado bajo estas premisas. En esta parte del crédito, sobre esta parte, Nicolás. NICOLÁS ACUÑA: Esta gráfica simplemente presenta nuestra refinanciación de la deuda. Nosotros teníamos un crédito. Teníamos dos créditos realmente. Uno con BNP, un crédito sindicado por 180 millones de dólares, con estos costos: LIBOR más 4,75, y unas notas con Apollo por 75 millones de dólares, con estos costos de LIBOR más 8,5. Los reemplazamos, hicimos una refinanciación, con un nuevo crédito sindicado liderado por Credit Suisse por 265 millones de dólares y este costo financiero de LIBOR más 5,50 que, si uno hace el cálculo ponderado, primero aritmético sencillo, esto es mucho menor, pero si lo hace también uno a nivel de costos, de erogación de intereses, es incluso mucho menor, debido a que Apollo eran unas notas con un bullet payment al final de su período de madurez. Entonces los costos financieros eran mucho más altos. Entonces, a nivel de costos financieros es un resultado muy positivo para la corporación. Adicionalmente tenemos la posibilidad de un desembolso adicional de 40 millones de dólares llevando esto a 305 millones de dólares, que podemos utilizar dentro de los próximos 12 meses a partir del 16 de febrero de este año. Esto era lo que les comentaba de la reducción de costos y la amortización del principal la iniciamos en marzo de 2019, en 13 pasos iguales, que es lo que tratamos de representar en esta gráfica. Entonces básicamente esto va alineado 12

13 con nuestros planes de crecimiento en producción y ventas de gas. Va muy bien alineado. Nosotros teníamos que empezar a realizar pagos de principal por acá, o sea un año antes de lo que tenemos previsto acá, pues esos recursos que ya no tenemos que pagar de la deuda que teníamos con BNP nos van a servir para todos los planes de inversión que requerimos, como les hemos mencionado, este año, el próximo año, la perforación de los pozos que estamos adelantando en gas para llegar a cumplir todas estas metas de producción. Entonces, obviamente estamos reemplazando servicio de deuda de principal, para invertirlo en capital en nuestros proyectos de inversión en gas y de crudo. Bueno, creo que aquí terminamos, entonces abrimos la sesión de preguntas. Alguna pregunta? Buenas, una pregunta. Ese NPV 10 que calculan, lo hacen con el strip de la SEC, o lo hacen con sus precios de contrato? No, son los precios que tiene DeGolyer & MacNaughton, que es nuestro auditor de reservas. Ellos auditan muchas compañías en el mundo y tienen su propio deck de precios. Fue ese el que publicaron también ayer verdad? ese deck de precios con las reservas? Sí. Sí. Correcto. Para petróleo. Para gas los precios que se utilizan son los de los contratos. El de petróleo, ellos manejan el prime deck de DeGolyer interno. Para gas, se manejan los precios proyectados de los contratos ya firmados. Yo tengo varias preguntas sobre las reservas. Primero, nos podrían dar más detalle de los 40 millones de pies cúbicos? O sea, a qué precio firmaron ese contrato, dado que ese contrato antes no estaba firmado? Y la otra pregunta es si este contrato fue incluido en el reporte de reservas, dado que el año pasado no tenían nada firmado hasta ahora. La otra es si estas reservas ya no incluyen nada del contrato de Altenesol y cuál fue el impacto de ya no incluir ese contrato de Altenesol. Y la última pregunta es: con las reservas que tienen hoy certificadas, podrían respaldar todos los contratos que ya tienen firmados, o precisamente por eso es la campaña exploratoria de este año? Si quieres voy a comenzar por la última pregunta. Más o menos las reservas 2P que están planteadas cubren todos los contratos hasta el momento firmados. Los contratos que están en firme, menos el de 100. Con las reservas 2P respaldamos 13

14 lo que actualmente se está produciendo. Pero adicional a eso, como lo mencionabas, firmamos, el año pasado anunciamos la firma de 100 millones de pies cúbicos de nuevos contratos para el gasoducto de Promigás y recientemente en este comunicado anunciamos la firma del contrato por 40 millones de pies cúbicos a 10 años para el SPV. Las reservas actuales no alcanzan a respaldar 100% los contratos, pero precisamente por esta razón es que estamos adelantando un programa exploratorio, que empieza desde el año pasado, continúa este año y sigue el año siguiente, para incorporar las reservas adicionales y respaldar 100% los contratos. Altenesol ya no sale en el reporte de reservas como tú lo mencionaste. Básicamente, con los nuevos contratos se respaldan esas reservas que estaban asociadas a Altenesol y de esta manera pues no hubo ningún tipo de impacto en el certificado de reservas, la certificación de reservas de este año. Los 40 millones de pies cúbicos, anunciamos precios similares al promedio contratado, es decir que podemos estar hablando de un precio similar a 5 dólares por MCF. Muchas gracias. Estabas comentando hace un rato el tema de los impuestos. Quería saber qué están esperando en tasa efectiva para este y el próximo año. No tenemos una meta exacta de tasa efectiva pero sí seguimos haciendo planeación tributaria para obviamente reducir la tasa efectiva de la compañía. Tenemos, como tú sabes, y lo mencioné, en el impuesto diferido, unos beneficios que vamos a poder utilizar para el impuesto corriente de años futuros; y todavía estamos mirando otras opciones de mejorar la estrategia corporativa de pago de impuestos a nivel local de Colombia, que es básicamente donde estamos pagando impuestos. Buenos días. Gracias por la presentación. Tenía algunas preguntas respecto a la disminución en el precio de venta promedio de gas frente al tercer trimestre de Qué pudo haber explicado de pronto esa disminución en el precio de venta? En los costos por barril vimos un aumento significativo. Seguramente una parte está explicada por menor dilución ante la menor producción, por el cliente que no requirió el gas. Pero qué otra cosa puede explicar ese aumento en el costo de producción por barril? Y, por último, los gastos de administración frente a los trimestres anteriores del año tuvieron un aumento significativo. Qué pudo haber explicado eso? Gracias. El aumento principal de los gastos en promedio corporativos tienen que ver con, como les comentamos, aumentamos la capacidad de tratamiento de gas a través de un contrato con Promisol, que instaló una planta de tratamiento en el campo. 14

15 Entonces empezamos en diciembre a pagar esa tarifa, que es un lease a 5 años, en el cual nosotros terminamos en 5 años dueños de esa planta, pero es un lease, y ese costo adicional para llegar a la capacidad que mencionamos de 200 millones de pies cúbicos, pues obviamente implica una tarifa que empezamos a pagar en diciembre, que aumenta los costos. Y obviamente, ya lo que tiene que ver con los campos de crudo, especialmente el de Llanos, como ustedes vieron la producción va reduciéndose, la producción de agua va aumentando, entonces los costos operativos han empezado a aumentar debido a eso. Un follow-up de los gastos: Esperaríamos entonces que ese nivel de gastos de administración se mantenga, digamos, en este año? Claro que sí. Lo que tiene que ver con los gastos de operación, ya con la tarifa de Promisol que comento, esa es fija durante todo el año, entonces los gastos de operación en gas tienen que mantenerse constantes y sólo variarían unitariamente dependiendo del volumen de producción. Y si preguntas por G&A, estamos trabajando para este año buscar no aumentar los costos de G&A durante el año y tratar de bajarlos. Buenos días. Tenía una duda respecto a esa producción de gas contratada para los próximos años y es: a qué sectores se les está vendiendo eso, o qué sectores se ven beneficiados y han contratado gas con ustedes? Nuestros principales clientes de gas, ustedes los conocen, son Cerromatoso, las térmicas y estamos firmando los nuevos contratos. Cuál podemos mencionarles? Sí, térmicas y refinerías, básicamente. Y todos esos contratos son take or pay? O sea, no hay una producción que esté libre para consumo adicional para el país o una demanda inesperada, como por ejemplo un Niño, o algo así? De ahí para mencionar, como les comentamos, nosotros hoy estamos en capacidad de producir 195 millones de pies cúbicos. El tema es de gasoductos. O sea, no habría forma de colocarlo en el mercado hasta que completemos los dos proyectos de ampliación de capacidad que hemos mencionado. El plan de inversiones para este año cuál va a ser? O sea, los 95 millones de dólares que siempre han hablado y hacia adelante, cuando lleguen a esos 230 millones de pies cúbicos, cómo debería ser la evolución de ese capex? 15

16 Creo que esta semana o a comienzos de la próxima semana, vamos a salir con nuestro guidance para todo el año La próxima semana. Buenos días, muchas gracias. Tengo dos preguntas. La primera tiene que ver con qué probabilidad le ven a que haya demoras en los dos proyectos. El SPV y el gasoducto de Promigas. Y si algo de lo que está pasando internamente en Promigas podría impactar y que haya demoras en ese gasoducto de 100 millones de pies cúbicos. Como ustedes saben, ese proyecto se sancionó y se aprobó y nosotros firmamos el acuerdo con Promigas a finales del año pasado, lo cual da más de dos años para que ellos completen todas las actividades que requieren, no sólo de construcción sino también la parte de licenciamiento y acuerdos con las comunidades. Entonces se considera que los dos años que tenemos para llegar a esa meta deben ser más que suficientes para que Promigas pueda adelantar su proyecto. Creemos que la probabilidad es baja pero, como siempre, pueden presentarse problemas. Pero dentro de esos dos años se incluye esa posibilidad de que haya demoras, por ejemplo en el tema de licenciamiento ambiental. Y mi segunda pregunta tiene que ver un poco con eso. Si se llegan a demorar los proyectos, el SPV y el gasoducto de Promigas, ya con miras a 2019, que tienen que entrar a pagar la deuda, los 90 millones de pies cúbicos actuales son suficientes para hacer el pago de esa deuda? O son necesarios los 40 o los 100 millones de pies cúbicos adicionales para hacer el servicio de deuda? Como habrás visto, y se los mencioné, el indicador de apalancamiento que tenemos, la meta para este año es que vamos a estar alrededor de 1,5. Entonces consideramos que vamos a estar bastante holgados y esperamos que no se atrasen nuestros planes de entrada en producción y de mayores ventas, pero no consideramos que sea un riesgo muy grande que esos dos proyectos, si se atrasan, no van a tener un impacto muy grande y no nos van a poner en condiciones de incumplimiento en el pago del servicio de la deuda. Muy buenos días. Teniendo en cuenta que ustedes reiniciaron la actividad en el sector petrolero, si el precio del petróleo reinicia esa tendencia bajista, qué pasaría con esas actividades? No sé, se consolida en 40 dólares el barril. Ustedes nos habían comentado que si permanecía estable por encima de 50 dólares el barril, pues iban a reiniciar esa actividad exploratoria. Lo que está claro es que los dos pozos que ya comprometimos ya están en 16

17 desarrollo, ya estamos arrancando con Pumara, entonces son los dos proyectos, junto con Mono Capuchino, que ya lo estamos terminando, entonces ya cumpliríamos la meta que teníamos este año de perforación. Entonces, si los precios suben, pues vamos a tener la posibilidad, si Pumara es exitoso, como lo mencionaba Omar, de perforar dos pozos que hay ahí, en el mismo pad, en la misma locación de Pumara. Adicionalmente a otros prospectos que están muy cerca que son Chitara y Danés. Ahora, si los precios cogen el otro rumbo y van hacia el sur, empiezan a bajar, pues los pozos ya están hechos, mantendríamos la producción y no perforaríamos los dos pozos adicionales en Pumara, o los otros prospectos en Danés y Chitara. Cómo ven el índice de recuperación de reservas? A ver, pues muy positivo, como lo mostró la presentación, tenemos muchos prospectos. En el área de gas, nosotros actualmente estamos trabajando lo que es los contratos de La Esperanza y VIM-5, pero adicionalmente alrededor tenemos otros dos contratos que son VIM-21 y VIM-19, donde apenas estamos comenzando a hacer la prospección inicial, entonces ahí identificamos otro potencial adicional para desarrollar o hacer nuevos descubrimientos y adición de reservas en gas; y obviamente en crudo tenemos un portafolio de cerca de unos 18 proyectos adicionales, que son todos los que ustedes ven en el mapa. Claramente en Llanos-23 tenemos los prospectos que ya hemos mencionado, que son, en teoría, rápidamente desarrollables en el corto plazo. Pero tenemos todo el potencial que hay en el crudo no convencional en los campos del Magdalena Medio. Entonces, nosotros vemos que tenemos un portafolio que nos permitiría adicionar reservas en petróleo, cuando los precios permitan realizar una campaña de perforación exploratoria importante, y en gas, con lo que ya tenemos en los dos contratos que mencioné, más los dos nuevos contratos, pues creemos que tenemos suficiente posibilidad de reponer reservas. Qué nivel del precio del petróleo podría ser rentable? Se han hecho algunas sensibilidades en función de esos volúmenes de producción. Todavía es un análisis que está en realización. Esta es una zona petrolera. Recordemos que aquí estamos muy cerca, por ejemplo, de la estación Ayacucho, lo cual facilita la parte de transporte y comercialización de crudo. Estamos sobre la Ruta del Sol, básicamente en toda esa zona del sur del Cesar, entonces, consideramos que ese es un impacto muy fuerte para el desarrollo de estos crudos. Se ha hablado de precios de 40, 45 dólares, pero, nuevamente, es un trabajo en realización. Nos favorece el estar en una zona de comercialización y transporte de hidrocarburos, de servicios petroleros. Estamos relativamente a 2 o 3 horas de Barrancabermeja. Entonces, eso también tiene su impacto. 17

18 Participación de mercado del gas en la Costa Caribe? Estamos cerca del 37 por ciento, 40 por ciento. Muchas gracias por su participación. Buen día. 18