Cuarto trimestre Resultados financieros Marzo 27 de 2018 a las 11:00 a.m. hora del Este

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1 Canacol Energy Cuarto trimestre Resultados financieros Marzo 27 de 2018 a las 11:00 a.m. hora del Este PARTICIPANTES CORPORATIVOS Charle Gamba Presidente y Director Ejecutivo Jason Bednar Vicepresidente Financiero Carolina Orozco Directora de Relaciones con Inversionistas

2 1 Carolina Orozco Buenos días y bienvenidos a la Conferencia Telefónica de Canacol sobre el cuarto trimestre de Estoy junto con el Sr. Charle Gamba, Presidente y Director Ejecutivo, y el Sr. Jason Bednar, Vicepresidente Financiero. Antes de que comencemos, es importante mencionar que los comentarios de la alta gerencia de Canacol en esta conferencia pueden incluir proyecciones del desempeño futuro de la compañía. Estas proyecciones no constituyen compromiso alguno sobre resultados futuros ni tienen en cuenta riesgos o incertidumbres que se pudieran materializar. En consecuencia, Canacol no asume responsabilidad alguna en el evento de que los resultados futuros sean diferentes de las proyecciones compartidas en esta teleconferencia. Por favor tengan en cuenta que todas las cifras financieras en esta conferencia se denominan en dólares de EE. UU. Empezaremos la presentación con nuestro Presidente y Director Ejecutivo, el Sr. Charle Gamba, cubriendo aspectos operacionales destacados para el cuarto trimestre de El Sr. Jason Bednar, nuestro Vicepresidente Financiero, presentará los aspectos financieros destacados y el Sr. Gamba cerrará con la estrategia y perspectiva para Ahora le daré la palabra al Sr. Charle Gamba, Presidente y Director Ejecutivo de Canacol Energy. Charle Gamba Gracias, Carolina. Bienvenidos a la Conferencia Telefónica de Canacol del cuarto trimestre de 2017, sobre los doce meses terminados en diciembre 31 de Los volúmenes de ventas contractuales realizadas de gas aumentaron en un 14% a 81 millones de pies cúbicos por día ( MMCF/D ) en comparación con 70 MMcf/d para el mismo período en En relación con los aspectos destacados de 2017 para el cuarto trimestre, en diciembre de 2017 Canacol culminó el tendido de la línea de flujo de gas Sabanas, la cual conecta nuestra planta de gas de Jobo con el gasoducto de Promigás S.A. en Bremen, situado aproximadamente 82 kilómetros al norte. Con la terminación de la segunda estación de compresión de gas en febrero de 2018, Sabanas alcanzó su capacidad de transporte total de 59 MMcf/d, la cual es casi 50% más que la capacidad de diseño. Las ventas de gas para el primer trimestre de 2018 han promediado aproximadamente 110 MMcf/d gracias a la capacidad de transporte adicional dada por la línea de flujo de gas Sabanas. En el cuarto trimestre de 2017, anunciamos dos nuevos descubrimientos de gas con los pozos de exploración Pandereta-1 y Cañadonga-1. También perforamos un pozo de evaluación exitoso, Pandereta-2, el cual encontró aproximadamente 130 pies de zona productiva neta de gas y fue probado a una tasa combinada de 51 MMcf/d. En enero de 2018, perforamos y probamos el pozo de evaluación Pandereta-3, el cual encontró 100 pies de zona productiva neta de gas y fue probado a una tasa combinada de 79 MMcf/d, confirmando un significativo descubrimiento de gas en el bloque VIM-5 operado en un 100% por nosotros. Nuestro equipo técnico ha identificado cuatro oportunidades de perforación de desarrollo dentro del campo para perforación de seguimiento en 2019 y 2020 en Pandereta. Nuestro equipo de operaciones actualmente está en el proceso de conectar los pozos de Pandereta con la instalación de tratamiento de gas de Jobo, y esperamos tener el campo en producción en el tercer trimestre de Los costos de hallazgo y desarrollo ( F&D ) del año pasado fueron de $0,63 por millón de pies cúbicos

3 2 ( MCF ), cifra líder en la industria, lo cual refleja tanto el bajo costo de perforación como la alta capacidad de entrega y captura de reservas de estos pozos de gas. Las reservas probadas más probables totales y los volúmenes estimados para 2017 aumentaron en un 21% frente a los valores de 2016, a 102,5 millones de barriles de petróleo equivalente ( MMBOE ), en buena parte debido al éxito exploratorio que experimentamos en El valor antes de impuestos de estas dos reservas claves descontado al 10% de $1,600 millones, representa 11,43 dólares canadienses por acción. En el cuarto trimestre de 2017 también avanzamos en nuestra transición para convertirnos en una compañía de gas enfocada en Colombia, con la venta de nuestras participaciones en petróleo en Ecuador por una contraprestación total de $36,4 millones. Actualmente estamos en el proceso de disponer de nuestros activos de petróleo convencionales restantes en Colombia, lo cual esperamos que culmine a mediados de Esto completará la transformación de Canacol en una compañía de exploración y comercialización de gas enfocada en Colombia con más de 2 TCF de recursos de gas prospectivos libres de riesgo identificados en 44 prospectos e indicaciones en nuestros 1,1 millones de acres netos operados de área de exploración. Quisiera darle la palabra a Jason Bednar, Vicepresidente Financiero de Canacol Energy, para que presente algunos de los aspectos financieros destacados relacionados con nuestro cuarto trimestre. Cuando él termine presentaré nuestra perspectiva estratégica para lo que resta de Jason Bednar Gracias, Charle. Los volúmenes de ventas contractuales realizadas corporativas de Canacol de barriles de petróleo equivalente por día ( BOEPD ) para los doce meses terminados en diciembre 31 de 2017 constituyeron un aumento del 7% con respecto a los boepd reportados en el mismo período en Aproximadamente el 81% de nuestras ventas contractuales realizadas de 2017 estuvo relacionado con volúmenes de gas. Enfocándonos en la porción azul del gráfico de barras, podemos ver que nuestras ventas contractuales de gas natural aumentaron un 14% con respecto al año anterior, a 81 millones de pies cúbicos por día, o boepd. Con respecto al cuarto trimestre, los volúmenes de ventas contractuales realizadas corporativas de Canacol de boepd representan una disminución marginal del 2% frente a los boepd reportados en el mismo período en Los menores volúmenes se deben a disminuciones de producción en Llanos 23 y nuestros activos de petróleo en Ecuador. Una vez más enfocándonos en lo azul, podemos ver que las ventas contractuales de gas natural aumentaron a 85 millones de pies cúbicos por día o boepd en el cuarto trimestre. Durante 2017 la disminución de la producción de petróleo de Canacol fue compensada con mayor producción de gas en Esperanza y VIM-5. Sin embargo, la Compañía no alcanzó su estimación de ventas de entre y boepd para 2017 debido a un desempeño por debajo de lo esperado en algunos de nuestros activos productivos de petróleo en Ecuador y Colombia. Los ingresos ajustados de petróleo y gas natural, incluidos los ingresos relacionados con Ecuador, para los doce meses terminados en diciembre 31 de 2017, fueron de $179,5 millones. Nuestros fondos ajustados provenientes de las operaciones fueron de $84,8 millones para el año. Nuestra ganancia operacional corporativa neta fue de $23,15 por barril y fue soportada por un precio promedio de gas de $4,87 por Mcf neto de transporte.

4 3 Los gastos totales de producción de gas natural fueron de $0,40 por Mcf para los doce meses terminados en diciembre 31 de Los gastos de producción de gas natural de $0,54 en el cuarto trimestre fueron algo anómalos pues incluyeron gastos relacionados con la puesta en marcha de la línea de flujo Sabanas así como la adición de nuevos costos de oferta fijos en los tres campos recientemente conectados de Níspero, Trombón y Toronja durante el cuarto trimestre. Y, por supuesto, sobre un nivel de producción menor al corriente de 85 MMcf/d reportado en el cuarto trimestre, una cifra de apenas $ representa $0,10 por Mcf de gastos de producción, lo cual destaca los gastos operativos tan bajos de la compañía. En conferencias previas creo que di una estimación de gasto de producción en los niveles medios de $0,40 y lo corrido de 2018 está en línea con tales expectativas. Con respecto a los G&A, los G&A del cuarto trimestre de 2017 estuvieron casi idénticos a los del cuarto trimestre de Se espera que los niveles de G&A de 2018 sean similares a los niveles de G&A de Les recuerdo a todos que una porción de nuestros contratos de gas para 2018 y los años siguientes tiene un precio de venta integrado, lo cual significa que el precio principal incluye el transporte a la Costa Caribe colombiana. Habiendo dicho esto, nuestra estimación del precio del gas para 2018, con base en el precio de los contratos de gas existentes, fue para un precio de venta promedio de aproximadamente $4,75 por Mcf neto de cualquier transporte aplicable. A pesar de que el cuarto trimestre de 2017 es 2% menos que esa cifra debido a los precios de pequeños contratos interrumpibles, puedo confirmar una vez más que los precios recibidos a principios de 2018 están en línea con nuestra estimación para Los gastos de capital, incluyendo Ecuador y los doce meses terminados en diciembre 31, fueron en total de $125,4 millones, el detalle de los cuales está dado en nuestro Informe de Discusión y Análisis de la Administración (MD&A). Brevemente, estos gastos no solamente incluyeron $40,5 millones en costos de perforación y completamiento, así como otros gastos habituales, sino que también incluyeron ítems tales como $10.5 millones relacionados con nuestra porción de propiedad en la línea de flujo Sabanas, así como $8,9 millones que representan la porción de arrendamiento financiero del primer compresor de la línea de flujo, el cual será pagado en los próximos diez años de plazo del arrendamiento financiero. En diciembre de 2017, Canacol anunció la venta de sus activos de Ecuador por $36,4 millones. Ese trato se cerró a principios de 2018, momento en el cual recibimos $30,8 millones en efectivo, y lo restante, aproximadamente $6 millones, se recibirá en junio de Actualmente estamos planeando disponer de todos nuestros activos de petróleo convencionales en Colombia y esperamos concluir la transacción a finales del segundo trimestre o principios del tercer trimestre de este año, para culminar así nuestra transformación en la compañía líder, independiente, de exploración y producción de gas natural limpio en Colombia. La venta y la venta planeada de estos activos resultaron en cargos por deterioro de aproximadamente $118 millones, y quisiera hacer énfasis en la naturaleza distinta a efectivo de estos cargos y la pérdida resultante para el período. Tal vez incluso mencionaré que $20 millones de los $118 millones en cargos por deterioro se refieren a Ecuador, como resultado de la contabilización con el uso del método de participación, en tanto que el monto real de efectivo recibido fue de solamente $8 millones menos que lo que la Compañía había invertido en Ecuador hasta la fecha. Pasando a otras actividades especiales recientes durante el cuarto trimestre de 2017 y el inicio de 2018, concluimos la venta de nuestra inversión en acciones de InterOil, la cual hemos finalizado ahora con recursos totales de efectivo por $7 millones, resultando en una ganancia de cerca de $4 millones. En segundo lugar, como saben, la línea de flujo Sabanas fue terminada en diciembre de 2017 y hemos recaudado todos los $30,5

5 4 millones del grupo de inversionistas privados. Por último, con respecto al préstamo a término de Canacol por $305 millones, el cual tiene una tasa de interés de LIBOR más 5,5%, se puso en operación un instrumento financiero sin costo sobre la tasa LIBOR para un rango de 1,4% - 2,5%. Obviamente, en tanto la LIBOR continúe aumentando, esto se ve como una buena decisión. A diciembre 31 de 2017 la Compañía tenía $39 millones de efectivo no restringido. A hoy, habiendo recaudado todos los fondos de la línea de flujo Sabanas de parte de los inversionistas privados y el producto de la venta de Ecuador, la Compañía tiene aproximadamente $70 millones en efectivo no restringido y continúa cumpliendo todos los pactos bancarios. El programa de capital de $80 millones previamente anunciado será totalmente financiado con flujo de caja y efectivo existente. Los aspectos destacados del programa de gastos de capital para 2018 incluyen, en primer lugar, perforación de cuatro pozos de exploración y evaluación, junto con tres pozos de desarrollo, por un total de $33 millones; en segundo lugar, expansión de instalaciones y equipo por un total de $17 millones; y en tercer lugar, varios trabajos de sísmica, acondicionamiento y otro costo por un total de aproximadamente $30 millones. Aproximadamente el 97% del presupuesto de 2018 está dedicado a gastos en los activos de gas de la Compañía. En este punto le daré la palabra de nuevo a Charle. Charle Gamba Gracias, Jason. Con respecto a la perspectiva para lo que resta de 2018, los objetivos de la administración son vender un promedio de 114 millones a 129 millones de pies cúbicos estándares por día de gas y barriles de petróleo por día, ejecutar las inversiones necesarias en instalaciones de perforación 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 en diciembre 1 de 2018, ejecutar un programa de perforación de exploración y evaluación de cuatro pozos para incrementar las reservas, y finalmente disponer de nuestros activos de petróleo convencionales no principales en Colombia para enfocarnos en la exploración y comercialización de nuestras significativas reservas de gas y base de reservas en Colombia. La Compañía espera adjudicar esta semana un contrato para la construcción e instalación de un nuevo módulo de procesamiento de gas en su instalación de gas de Jobo, para procesar 100 millones de pies cúbicos estándares por día de gas adicionales, lo cual elevará la capacidad de tratamiento de gas de la instalación de Jobo a 300 millones de pies cúbicos estándares por día para diciembre 1 de La Compañía comprará y operará el nuevo módulo de procesamiento de gas. Al culminar el programa de perforación este año, la Compañía tendrá aproximadamente 300 millones de pies cúbicos estándares por día de capacidad de entrega desde todos sus pozos operados, más que suficiente para satisfacer los 230 millones de pies cúbicos estándares por día requeridos para diciembre 1 de 2018, a la culminación de la expansión del gasoducto de Promigás. Los activos de gas de Canacol requieren muy poco capital y tienen una vida de reserva que es líder en la industria. Gastamos poco o nada de capital para mantener la producción existente en 2017, y esperamos gastar un total de $80 millones en 2018 para llegar a 230 millones de pies cúbicos estándares por día y mantenernos allí para el cierre de 2018 y el inicio de 2019.

6 Esto concluye nuestra perspectiva para