Conferencia telefónica de resultados del tercer trimestre de 2017 Noviembre 15 de 2017 a las 10:00 a.m., hora del este

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1 Conferencia telefónica de resultados del tercer trimestre de 2017 Noviembre 15 de 2017 a las 10:00 a.m., hora del este PARTICIPANTES CORPORATIVOS, Presidente y Director Ejecutivo, Vicepresidente Financiero Carolina Orozco, Directora, Relaciones con Inversionistas

2 1 PRESENTACIÓN Hola y bienvenidos a la Conferencia Telefónica de Resultados del Tercer Trimestre de 2017 de Canacol Energy. Todos los participantes estarán en modo de solo escucha. Si necesitan ayuda, por favor indíquenlo a un especialista de la conferencia presionando la tecla asterisco, seguida de cero. Después de la presentación de hoy, habrá oportunidad para hacer preguntas. Para hacer una pregunta, deben presionar asterisco y después uno en el teclado de su teléfono. Para retirar su pregunta, por favor presionen asterisco y después dos. Las preguntas también pueden ser enviadas en línea a través de la red de transmisión de la compañía. Por favor, tenga en cuenta que este evento está siendo grabado. Quisiera ahora dar la palabra a Carolina Orozco, Directora de Relaciones con Inversionistas. Por favor, adelante. Carolina Orozco Bienvenidos a la conferencia telefónica de resultados financieros del tercer trimestre de 2017 de Canacol. Soy Carolina Orozco, Directora de Relaciones con Inversionistas. Estoy junto con el Sr., Presidente y Director Ejecutivo, y el Sr., Vicepresidente Financiero. Ahora le cedo la palabra al Sr.. Buenos días a todos. Antes de que empecemos, es importante mencionar que los comentarios en esta conferencia por parte de la administración sénior de Canacol pueden incluir proyecciones sobre el desempeño futuro de la compañía. Tales proyecciones no constituyen compromisos sobre resultados futuros ni tienen en cuenta riesgos o incertidumbres que se podrían materializar. En consecuencia, Canacol no asume responsabilidad alguna en caso de que los resultados futuros sean diferentes de las proyecciones compartidas en esta conferencia telefónica. Por favor observen que todas las cifras financieras presentadas en esta conferencia están denominadas en dólares de Estados Unidos. Los aspectos operativos destacados para el tercer trimestre incluyeron los volúmenes de ventas contractuales realizadas incrementados en un 10 por ciento a barriles de petróleo equivalente por día para los nueve meses terminados en septiembre 30 de 2017, en comparación con barriles de petróleo equivalente por día para el mismo período en Para los tres meses terminados en septiembre 30 de 2017, las ventas contractuales realizadas fueron de barriles de petróleo equivalente por día de ventas, de los cuales el 80 por ciento fue de gas natural. En el tercer trimestre, ConocoPhillips Colombia Ventures Ltd. y la compañía hicieron pruebas en el pozo de petróleo Picoplata 1 en Colombia. El pozo Picoplata 1 está situado en el contrato de exploración y producción de VMM3 en el Valle del Magdalena Medio en Colombia, y fue perforado por el Consorcio en Picoplata 1 fue diseñado para probar el potencial de petróleo de los esquistos y calizas dentro de la Formación Cretácica de La Luna, y el pozo encontró más de pies de depósitos contentivos de petróleo. En el curso de 2017, se realizaron cinco pruebas separadas de inyección en la formación y tres estimulaciones de fractura hidráulica que abarcaron todo el intervalo, en tres intervalos de esquisto en el depósito, dentro del Esquisto de La Luna en Picoplata 1. El objetivo del programa fue reunir información sobre la capacidad productiva del depósito, la calidad de los fluidos

3 2 contenidos dentro del mismo, las presiones de formación del depósito, y la capacidad de este de ser estimulado hidráulicamente. La operación, terminada en julio de 2017, fue exitosa, con todos los intervalos que fueron hidráulicamente estimulados y probados produciendo petróleo crudo de gravedad ligera, sin indicación de agua de formación. El tamaño individual de las fracturas por estimulación hidráulica con fluido de baja fricción en secciones verticales del pozo entre 27 y 30 pies de grosor varió entre y libras, resultando en tasas de flujo natural de hasta 500 barriles de petróleo por día, sin agua de formación, por períodos de flujo de 3 a 28 días. El programa de prueba logró el objetivo de reunir datos de presión y fluido de producción posterior a la estimulación, así como el de confirmar la viabilidad de fracturar hidráulicamente estimulando los depósitos, y el Pico en el pozo Picoplata 1. Canacol y su socia, ConocoPhillips Colombia, están planeando los próximos pasos en la comercialización del Esquisto de La Luna, lo cual incluirá la perforación de un pozo horizontal y la aplicación de una gran fracturación hidráulica multietapa en 2019, la primera en Colombia. Canacol tiene aproximadamente acres netos en esta zona con alto potencial de petróleo de esquisto, y vemos un valor potencial que rivaliza con el de nuestra placa de gas del Bajo Magdalena desarrollándose con el paso del tiempo en esta zona interesante. A principios de agosto de 2017, la compañía firmó un acuerdo para la construcción, operación y propiedad de la Línea de Flujo de Gas de Sabanas, de su Planta de Gas en Jobo al punto de conexión con el Gasoducto de Promigas S.A. en Bremen. La línea roja de guiones en la presentación, en la Diapositiva # 4, les muestra la ruta de esta nueva línea de flujo de 82 kilómetros. La Línea de Flujo de Sabanas tendrá una capacidad de transporte inicial de 20 millones de pies cúbicos por día, a partir del 1 de diciembre de 2017, y una capacidad final de transporte de 40 millones de pies cúbicos por día a mediados de enero de 2018, una vez la compresión final haya sido instalada y probada. La capacidad productiva de los pozos de gas actuales de la compañía es de aproximadamente 195 millones de pies cúbicos por día, y la de las instalaciones de procesamiento de gas de la compañía, situadas en Jobo, es de aproximadamente 200 millones de pies cúbicos por día. Los volúmenes de ventas contractuales realizadas de gas aumentaron un 20 por ciento a 79 millones de pies cúbicos por día para los nueve meses terminados en septiembre 30 de 2017, en comparación con 66 millones de pies cúbicos por día para el mismo período en Para 2018, la compañía está apuntando a un promedio de volúmenes de ventas contractuales realizadas de gas de 130 millones de pies cúbicos por día. Los volúmenes representan un crecimiento del 65 por ciento en ventas frente a 79 millones de pies cúbicos por día para los nueve meses terminados en septiembre de Para 2019, la compañía está apuntando a volúmenes de ventas contractuales realizadas de gas de 230 millones de pies cúbicos por día. Esos volúmenes representan un crecimiento del 77 por ciento en ventas de gas frente a los 130 millones de pies cúbicos por día estimados de ventas de gas promedio para Los activos de gas de Canacol requieren muy poco capital y tienen unos índices de vida de las reservas que son líderes en la industria. Gastamos muy poco o ningún capital para mantener la producción existente en 2017, y esperamos gastar un total de $85 millones para lo que queda de 2017 y 2018, para extraer y mantener 230 millones de pies cúbicos por día de producción al cierre de Después del tercer trimestre, concluyeron las operaciones de perforación en el pozo de exploración Pandereta 1, con hallazgo de gas en el depósito objetivo principal de Ciénaga de

4 3 Oro, según lo esperado. Actualmente se está instalando tubería de revestimiento en el pozo antes de las pruebas de producción. El pozo Cañandonga 1 está siendo perforado más adelante, según lo planeado, y la compañía espera perforar a través del depósito objetivo principal de arenisca de Ciénaga de Oro dentro de una semana. La compañía suministrará resultados de las pruebas para ambos pozos cuando culminen las operaciones de prueba de flujo. Quisiera darle la palabra ahora al Sr., Vicepresidente Financiero de Canacol, para que exponga algunos aspectos financieros destacados en relación con nuestro tercer trimestre. Cuando termine, haré una breve exposición sobre nuestra perspectiva estratégica. Gracias. Gracias, Charle. Planeo cubrir los aspectos financieros destacados de Canacol para el tercer trimestre de Ante todo, nos complace reportar los volúmenes de ventas contractuales realizadas de barriles por día para los nueve meses terminados en septiembre 30 de 2017, los cuales constituyen un aumento del 10 por ciento frente a los BOE por día reportados en el mismo período de Los volúmenes de ventas contractuales realizadas para el tercer trimestre disminuyeron un 3 por ciento marginal con respecto al segundo trimestre, principalmente debido a que tres de nuestros compradores tuvieron mantenimiento programado por un tiempo de suspensión combinado de 66 días en el tercer trimestre, lo cual resultó en una menor producción de gas de cerca de 8,6 millones de pies cúbicos por día o, convertidos en forma aproximada, BOE por día en promedio en todo el trimestre. Este mantenimiento programado fue un evento anual que no se espera que ocurra nuevamente en el futuro cercano. Aproximadamente el 80 por ciento de nuestras ventas contractuales realizadas está, de hecho, relacionado con los volúmenes de gas. El EBITDA fue de $32,9 millones para el tercer trimestre, por encima de los $29 millones en el segundo trimestre de Hemos visto un cambio en los volúmenes de producción de gas en 2017 hacia el Bloque Esperanza con regalías más bajas, a diferencia de VIM5, en tanto continuamos buscando reducir nuestra exposición a regalías. Los ingresos ajustados de petróleo y gas natural, incluyendo los ingresos relacionados con Ecuador, para los tres meses terminados en septiembre 30 de 2017, fueron de $43 millones. Nuestros fondos ajustados provenientes de la operación fueron de $19 millones para el trimestre. Nuestras ganancias operacionales netas corporativas fueron de $23,02 por barril, similares a las del segundo trimestre, soportadas por un precio promedio de venta de gas de $4,96 por Mcf, lo cual también fue consistente con nuestro precio promedio de gas durante el segundo trimestre. Los gastos totales de producción de gas natural por BOE fueron de $2,02, o 35 centavos en Mcf, para los tres meses terminados en septiembre 30 de En comparación, el segundo trimestre fue muy similar con 36 centavos por Mcf. Incurrimos en algunos costos de transporte este trimestre, relacionados con dos de los contratos de gas de corto plazo que tenían un precio de venta integrado. Estos contratos tuvieron una producción combinada de aproximadamente 9 millones de pies cúbicos por día durante un trimestre. Estos dos contratos de gas de corto plazo serán reemplazados por un contrato de largo plazo, de precio fijo, de $10 millones de pies cúbicos por día, el cual empieza el 1 de diciembre de 2017, cuyo precio está en línea con nuestras condiciones de precio habituales. Mencionaré que una parte minoritaria de nuestros contratos de gas para 2018 y más adelante tiene un precio de venta integrado, lo cual significa que el precio final incluye el transporte a la Costa Caribe. Habiendo dicho esto, esta canasta de contratos de largo plazo para 2018 y más adelante aún será en promedio de USD $5,00 netos de cualquier transporte aplicable.

5 4 Los gastos de capital en los tres meses terminados en septiembre 30 fueron en total de $25 millones, principalmente relacionados con los costos del gasoducto intermedio los cuales fueron registrados como gastos de capital durante este trimestre. Según se anunció previamente, está presupuestado que el gasoducto cueste $41 millones. Esperamos recuperar de parte de los inversionistas privados la porción de costos contraídos por encima del límite de aporte de $10,5 millones comprometido por Canacol. Debo anotar que, si hacemos este ajuste proforma, el saldo en efectivo de $35 millones a septiembre 30 de 2017 sería aproximadamente $15 millones más alto y, por tanto, tal saldo en efectivo sería en total de $51 millones aproximadamente. Adicionalmente, también tuvimos $54 millones en efectivo restringido, y continuamos estando dentro de nuestros compromisos bancarios. Cabe anotar que el efectivo restringido continúa disminuyendo periódicamente, no solamente debido al cumplimiento de los compromisos en curso con la ANH, sino también a una liberación de efectivo cada seis meses relacionada con Ecuador. Adicionalmente, durante este último trimestre, tomamos los últimos $20 millones del green-shoe de Credit Suisse. También hemos vendido un poco más de la mitad de nuestras acciones internas por un total de recursos a la fecha de $4,5 millones, y todavía tenemos otros 7,5 millones de acciones, o aproximadamente $2,5 millones o $3 millones de estas acciones restantes. Según lo indicamos en el comunicado de prensa, a mediados de diciembre de 2017 esperamos publicar nuestra proyección en relación con En este punto le doy nuevamente la palabra a Charle. Gracias. Gracias Jason. En conclusión, el equipo de la administración y la Junta Directiva de Canacol se complacen en haber logrado un tercer trimestre sólido. La administración sigue enfocada en sus objetivos principales para 2017, lo cual incluye alcanzar un incremento significativo en la producción de gas al cierre de 2017, relacionado con la culminación de la Línea de Flujo de Gas de Sabanas, y la adición a nuestra base de reservas de gas mediante la ejecución exitosa de nuestro programa de perforación de exploración, el cual ha producido otro descubrimiento en el pozo de exploración Pandereta 1. Estamos ahora en 9 por 10 en nuestras tasas de éxito en exploración, lo cual es un logro notable. Lo que es más notable es que tenemos aproximadamente 40 prospectos más de gas identificados para ser perforados en los próximos años en esta área, con cerca de 2 billones de pies cúbicos de potencial de recursos futuros adicionales para sumar a nuestro portafolio de reservas. Así, pienso que es seguro decir que, con nuestra tasa de 90 por ciento de éxito en la exploración, continuaremos entregando valor significativo a nuestros accionistas mediante nuestras brocas de perforación. En 2018, el equipo de administración enfocará sus esfuerzos en aumentar la producción a 230 millones de pies cúbicos por día para el cierre de 2018, mediante la segunda expansión del Gasoducto de Promigas a Cartagena y Barranquilla y continuando la adición de reservas de gas a través del programa de perforación de exploración que hemos planeado para Esperamos dar más detalles sobre este programa de perforación, junto con los gastos de capital planeados, cuando publiquemos nuestra proyección para 2018 a mediados de diciembre de En este punto, quisiera abrir la línea para preguntas.

6 5 PREGUNTAS Y RESPUESTAS Empezaremos ahora con la sesión de preguntas y respuestas. Para hacer una pregunta, puede presionar asterisco y luego uno en su teléfono de tonos. Si está utilizando un teléfono con altavoz, por favor descuelgue el auricular antes de oprimir las teclas. Para retirar su pregunta, por favor presione asterisco y luego dos. En este momento haremos una pausa momentánea para armar nuestra lista. La primera pregunta viene de María Antonia Yarce, de Bancolombia. Por favor adelante. María Antonia Yarce Hola, buenos días, y gracias por la presentación. Tengo un par de preguntas. La primera, está relacionada con la mezcla de producción entre Esperanza y VIM5. Noté que está concentrada un poco más en Esperanza. Este todavía es un efecto de las regalías, o tiene algo que ver con el mantenimiento planeado que vemos durante este trimestre? Y por cuanto tiempo podemos esperar ver una mezcla similar? Y la segunda sería en relación con el arrendamiento financiero para las estaciones de comprensión. En el detalle de la deuda veo que celebraron este arrendamiento financiero, y me estaba preguntando si pudieran darnos un poco de indicación sobre cuáles fueron los términos del arrendamiento, por qué monto, etc. Y la final estaría relacionada específicamente con aquellos contratos que firmaron, los cuales incluyen los costos de transporte a Cartagena. Mi pregunta está relacionada con cuánto de los contratos, como cuántos Mcf por día, está asignado a este tipo de contratos y por cuánto tiempo. Muchas gracias. Bien, pienso que puedo responder eso, Charle. Pienso que hay tres preguntas allí, de modo que empecemos con la mezcla de producción de gas entre nuestros bloques. El Bloque Esperanza tiene aproximadamente 8,5 o 9 por ciento de regalías sobre el mismo, mientras que para el bloque VIM5 la tasa de regalías es del 22 por ciento debido al significativo factor X que OGX, que tuvo el bloque antes que nosotros, ofreció originalmente al gobierno. Preferiblemente, nosotros querríamos producir desde el bloque con la regalías más bajas. Dado que actualmente tenemos tanto gas por extraer, estamos en capacidad de hacer eso. En nuestra mezcla de producción en el futuro, al acercarnos a los 230 millones de pies cúbicos, habrá más gas proveniente de VIM5 y, por tanto, una tasa esperada de regalías más alta con esa mezcla de producción. Habiendo dicho todo eso, nuestra tasa combinada que pueden esperar en el futuro probablemente estará en el rango de 12,5 por ciento y, a medida que pasen los años, puede aumentar en forma gradual a 14,5 por ciento aproximadamente, y obviamente daremos proyecciones sobre ello anualmente, pero esas son algunas metas por ahora. Creo que la segunda pregunta fue con respecto al arrendamiento de la compresión. Ese fue un arrendamiento que anunciamos con Enerflex. El número que está en los estados financieros en la nota de compromisos, de un poco por encima de $50 millones, se refiere a un arrendamiento a 10 años, el cual podría ser de aproximadamente $5 millones o $5,5 millones por año. Ese número número por año realmente está dividido en dos. Hay un componente financiero del mismo, esto es, un arrendamiento financiero/de capital, y Enerflex también corre con los costos operativos y los propios compresores. Esos dos la diferencia entre el arrendamiento financiero

7 6 y la porción operativa de ese arrendamiento son aproximadamente 50/50, y si hicieron el cálculo de eso, el costo del incremento en nuestro gasto operativo relacionado con la compresión es, creo que lo indiqué la última vez en nuestro portafolio de 130 millones por día, al llegar a 130 millones de pies cúbicos, de aproximadamente 6 centavos en Mcf y un incremento en costos operativos, lo cual nos pondrá en el rango de 40 o un poco más de 40 en ese momento. Obviamente, es sustancialmente menor al hacer 230 millones en vez de 130 millones, y la tasa de interés incorporada en ese arrendamiento del compresor fue muy, muy baja, en el rango de 3 o 4 por ciento. Estamos complacidos con esa opción financiera. Finalmente, pienso que usted hizo la pregunta sobre el transporte y cuánto de ese portafolio para la Costa Caribe tiene incorporados los costos de transporte en el número presentado. Voy a eludir esa pregunta en su mayor parte. Nosotros estamos en un negocio competitivo, y hay negociaciones competitivas en curso. Habiendo dicho eso, pienso que lo relevante aquí es que seguiremos disfrutando, aproximadamente $5 en Mcf netos de transporte. Pienso que esa es la parte relevante de esta discusión. Pienso que es eso por ahora. María Antonia Yarce Si, y muchas gracias. La siguiente pregunta es de Juan Dauder, de CrediCorp Capital. Por favor adelante. Juan Dauder Bien. Muchas gracias. Tengo varias preguntas. Tengo un par, con una en relación con los resultados, y aquí es importante resaltar el incremento extranjero que vimos en los costos de transporte de producción, los cuales subieron $45 millones frente al promedio de 5,7 desde el primer trimestre de Deseo conocer más detalles sobre ese incremento y qué tan sostenible y recurrente será. Y la segunda, tengo la misma pregunta para los G&A, los cuales se dieron por debajo de las expectativas y por debajo de los niveles del último trimestre. Deseo tener alguna indicación adicional sobre este punto. Y tengo dos preguntas más. La primera está relacionada con Mono Capuchino. Yo esperaba ver este mes la incorporación de algunos BOE adicionales de Mono Capuchino que ustedes mencionaron que empezaría a estar en operación dentro de 60 días, y veo que esto no vino este trimestre. Qué podemos esperar para más adelante? Y también quisiera más detalles en relación con el acuerdo de Caguán que presentaron al mercado en Colombia la última semana. Cuáles son las motivaciones de ese acuerdo de Caguán, y qué detalles nos puede dar sobre ese tema? Cuál es el propósito de eso? Gracias. Yo contestaré el primer par de preguntas, y luego tal vez le daré la palabra a Charle. Con respecto a los G&A, logramos algunas eficiencias en este trimestre. Yo diría que, en promedio, probablemente estamos todavía bien, a la fecha, para los nueve meses estamos en promedio un poco por debajo de $6 millones por trimestre, si se toma nuestro total y se divide por los nueve meses. Y lo esperado los $6 millones por trimestre es probablemente el número apropiado para presupuestar en lo sucesivo.

8 7 Me referiré nuevamente, pienso que por tercera vez, a los costos de transporte. A menos que esté viendo esto erróneamente, no estoy seguro de que importe que tengamos una molécula o toda nuestra transferencia todo nuestro gas vinculada a un precio integrado, en tanto tal precio neto sea de aproximadamente $5, y ese será el precio neto para el futuro previsible, que es de años por venir. Y, una vez más, tendremos una proyección más detallada sobre esto a mediados de Con respecto a Mono Capuchino, ahora le cederé la palabra de nuevo a Charle. Si, con respecto a Mono Capuchino, iniciamos producción desde ese pozo a finales de septiembre. Ese pozo es operado por nosotros. Tenemos una participación en la explotación del 40 por ciento en ese pozo, y Vetra tiene el 60 por ciento reciente de la sección poco profunda del contrato de VIM2. La producción actual de Mono Capuchino neta para nosotros está entre 300 y 400 barriles por día. Debemos ver los resultados de la producción desde Mono Capuchino manifestándose en el cuarto trimestre. Con respecto a su última pregunta, la cual creo que se relaciona con una transferencia puramente mecánica de títulos en aquí en Colombia, dejaré que Carolina Orozco la describa. Carolina Orozco Sí. Juan Camilo, solamente para estar segura se está refiriendo al comunicado de prensa sobre una reestructuración corporativa interna entre subsidiarias? Juan Dauder Sí, sobre aquella entre Canacol Energy, Colombia, y Sonar Energy, Colombia. Carolina Orozco Sí, seguro. La razón o la lógica detrás de esta reestructuración fue principalmente para fines tributarios, pero en el como todas las subsidiarias reportan directamente a, la cual es la compañía que consolida, básicamente no hay efectos de esas distribuciones corporativas que hicimos internamente. Si, perdón Carolina, probablemente puedo añadir algunos detalles sobre esto. Gracias. Ahora entiendo mejor la pregunta. Canacol para aquellos que han permanecido lo suficiente es muy consciente de que hemos tenido una serie de adquisiciones que se hicieron para formar la compañía junto con nuestros activos de constitución. Por supuesto, todas esas compañías vinieron con sus propias estructuras. Cuando se fusionaron bajo una estructura integral, las cosas obviamente se hicieron más complicadas de lo necesario, de modo que activamente buscamos consolidar esa estructura y tener eficiencias tributarias donde fuera apropiado y estuviera disponible, e hicimos algo de esta planeación, y algo de esa planeación, francamente, se vio en el segundo trimestre, donde la tasa de impuesto fue significativamente más baja. Nuestra tasa de impuesto aplicada fue significativamente más baja en el segundo trimestre que la que resultó en el tercer trimestre, específicamente porque en el segundo trimestre se reconocieron algunas de esas eficiencias tributarias. Juan Dauder Bien. Gracias.

9 8 Nuevamente, si tienen una pregunta, por favor presionen asterisco y luego uno. La siguiente pregunta es de Daniel Guardiola, de BTG Pactual. Por favor adelante. Daniel Guardiola Hola, buenos días señores. Tengo un par de preguntas rápidas. La primera es básicamente un seguimiento sobre los precios realizados de gas. Como lo mencionó Charle, o Jason, tienen un precio promedio de $5 por MBTU neto de transporte. Y, en realidad, lo que vimos fue que el precio realizado promedio del gas fue realmente de $5, y sus costos de transporte subieron $1 por MBTU. Yo sólo quisiera tener más información sobre qué disparó este incremento en los costos de transporte y cuál es el precio neto al cual están vendiendo su gas, sea en cabeza de pozo o incluyendo los costos de transporte. Esa es mi primera pregunta. Y mi segunda pregunta está relacionada con la próxima ronda de licitación que Colombia está planeando hacer con la ronda de licitación de Sinú San Jacinto, y quisiera saber su visión sobre esta ronda, qué piensan sobre la misma. Bien. Gracias. Empezaré con los costos de transporte. Profundicemos en esto un poco más, supongo. Nuestro precio de ingreso de gas por Mcf en el segundo trimestre fue de $4,96. Y no tuvo transporte relacionado con el mismo. En el tercer trimestre, ese número fue exactamente el mismo $4,96, y si se hace el cálculo sobre los $1,8 millones en costos de transporte, esto resulta en 26 centavos, lo cual significaría que habríamos compensado $4,70. Esto, una vez más, está relacionado con dos contratos pequeños interrumpibles, y pienso que en el último trimestre discutimos los efectos de la estación lluviosa, etc., y la atención de algunos contratos interrumpibles hasta la entrada en vigencia de nuestro nuevo contrato el 1 de diciembre. Dicho contrato realmente está a $5,00 más el costo usual de transporte, correcto? Eso cubre el segundo y tercer trimestre. Una vez más, mirando hacia el futuro, sea el cuarto trimestre o 2018 o 2019 y más adelante, esos ingresos netos recibidos por Mcf netos de esos costos de transporte continuarán siendo aproximadamente de $5,00 por Mcf. La segunda pregunta se la pasaré a Charle. Gracias. Y con respecto a la próxima ronda de licitación que va a abrir la ANH para los bloques Sinú San Jacinto, yo diría lo siguiente. Diría que los méritos técnicos de algunos de los bloques son interesantes con respecto al potencial de gas y petróleo. Técnicamente hay algún interés ahí. Sin embargo, contractualmente, la ANH ha salido con términos contractuales muy difíciles en esta ronda, particularmente con respecto a los compromisos del programa de trabajo de exploración en forma de pozos y sísmica. Creo que estamos viendo, en promedio para cada bloque, programas de trabajo mínimos de $36 millones, lo cual es extraordinariamente alto, especialmente dado el estado de la industria, y pienso que los compromisos contractuales relacionados con esta ronda de licitación ciertamente disminuirán el interés expresado por la industria en la misma. Esos serían mis comentarios respecto de la próxima ronda de licitación. Daniel Guardiola Gracias Charle. Y, si es posible, quisiera hacer otra pregunta. En su anuncio sobre los datos mecánicos, quisieran desinvertir o disponer de todos sus activos de petróleo, y yo quisiera saber si puede compartir con nosotros cuánto están esperando obtener con la desinversión por la disposición de esos activos.

10 9 Si, gracias. Gracias por esa pregunta. La mezcla porcentual de nuestra producción actual y la producción futura se está volviendo cada vez más inclinada fuertemente hacia el gas, y esto realmente es un reflejo de la importancia de nuestro portafolio de gas en comparación con nuestro portafolio de petróleo convencional. Desde una perspectiva de decisión de inversión, tiene mucho más sentido para nosotros destinar capital a la exploración y el desarrollo de nuestros activos de gas, donde nuestros márgenes son del 80 por ciento y las ganancias netas son de $25, $26, márgenes mucho mejores en ganancias netas asociadas con producción de petróleo y un nivel mucho más bajo de inversión, por supuesto. Naturalmente, estamos viendo qué hacer con nuestro portafolio de petróleo convencional y, en este punto, estamos planeando alguna forma de desinversión de nuestro portafolio, lo cual podría incluir la contratación de un banco para ver cómo desinvertir todo nuestro portafolio de petróleo convencional, o una posible escisión de nuestro portafolio de petróleo para la creación de una nueva compañía. Actualmente estamos evaluando ambas opciones con respecto a cuál generaría más valor para los accionistas de Canacol, y esperamos estar siguiendo uno de estos dos cursos de acción en el primer trimestre de Daniel Guardiola Gracias señores. Hemos recibido un par de preguntas en línea. La primera: Quien hace la pregunta quisiera saber la razón de la declinación de la producción en Ecuador y LLA23. Bien. Gracias. Yo responderé esa pregunta. Como mencioné, estamos enfocados exclusivamente en la exploración y producción de gas y, en consecuencia, no hemos estado invirtiendo mucho capital en nuestros activos de petróleo. Esto incluiría no hacer nuevas perforaciones o reacondicionamientos de pozos existentes. La declinación en la producción de petróleo tanto en Colombia como en Ecuador es simplemente un reflejo en la declinación natural de los pozos productivos, dado que no estamos destinando capital para mantener o aumentar producción. La segunda pregunta en línea: Cuáles son los estimados de las pruebas en los pozos Pandereta 1 y Cañandonga 1, y cuándo planean hacer tales pruebas? Bien. Con respecto a Pandereta y las pruebas en general, las tasas máximas que podemos probar con nuestro equipo de prueba están entre 25 y 26 millones de pies cúbicos por día. Esperamos resultados de prueba en ese rango en Pandereta, que es un pozo en el cual, como anunciamos esta mañana, o ayer en la noche, hemos encontrado gas. Empezaremos a hacer operaciones de prueba de flujo en Pandereta en la próxima semana. Espero que estemos entregando resultados de pruebas probablemente en las próximas dos o tres semanas para el descubrimiento de gas de Pandereta 1. Con respecto a Cañandonga, aún no hemos terminado la perforación de ese pozo. Realmente no sabemos todavía qué tenemos en el objetivo principal, Ciénaga de Oro. Aún no hemos perforado a través de ese depósito. Esperamos completar la perforación de Cañandonga dentro

11 10 de una semana y, con base en los resultados, una vez hayamos completado la perforación, formularemos un programa de pruebas para eso. La siguiente pregunta es un seguimiento de María Antonia Yarce de Bancolombia. Por favor adelante. María Antonia Yarce Hola. Gracias nuevamente. Yo solo quiero hacer una pequeña pregunta de seguimiento en relación con la desinversión de los activos, de sus activos de petróleo. Me pregunto si eso incluye los activos de Ecuador, o si es solamente Colombia. Gracias. Gracias, María. Estaremos haciendo desinversión de todos nuestros activos de petróleo. Quisiéramos planear la desinversión de todos nuestros activos de petróleo convencionales. María Antonia Yarce Bien, gracias. CONCLUSIÓN Esto concluye nuestra sesión de preguntas y respuestas. Me gustaría volver a darle la palabra a la administración para los comentarios de cierre. Carolina Orozco Gracias a todos por participar hoy en la conferencia telefónica sobre el tercer trimestre de Canacol. Por favor, conéctense nuevamente en marzo para nuestra conferencia telefónica de resultados del próximo trimestre. Pueden desconectarse ahora de la llamada. Nuevamente gracias, y que tengan un gran día.