Transcripción de conferencia telefónica del segundo trimestre de 2018 Agosto 15 de :30 AM Hora Estándar del Este

Transcripción

1 Transcripción de conferencia telefónica del segundo trimestre de 2018 Agosto 15 de :30 AM Hora Estándar del Este Ejecutivos Carolina Orozco Directora de Relaciones con Inversionistas Presidente y Director Ejecutivo Jason Bednar Vicepresidente Financiero Crecimiento significativo en el horizonte Conferencia telefónica del segundo trimestre de 2018 Página 1 Operador Buenos días y bienvenidos a la Conferencia Telefónica de Resultados Financieros de Canacol Energy del Segundo Trimestre de Todos los participantes estarán en el modo de solo escucha. Si necesita asistencia, por favor indíquelo a un especialista de conferencia presionando la tecla asterisco (*) seguida por el cero (0). Después de la presentación del día de hoy habrá una oportunidad de hacer preguntas. Para hacer una pregunta puede presionar asterisco (*) y luego uno (1) en su teléfono de tonos. Para retirar su pregunta, por favor presione asterisco (*) y luego dos (2). Por favor tenga en cuenta que este evento está siendo grabado. Quisiera ahora dar la palabra a Carolina Orozco. Por favor, adelante. Carolina Orozco Directora de Relaciones con el Inversionista Buenos días y bienvenidos a la Conferencia Telefónica del Segundo Trimestre de 2018 de Canacol. Soy

2 Carolina Orozco, Directora de Relaciones con Inversionistas. Estoy con el Sr., Presidente y Director Ejecutivo, y con el Sr. Jason Bednar, Vicepresidente Financiero. El Sr. Gamba se une a la conferencia telefónica desde Bogotá, Colombia, y el Sr. Bednar se une a la conferencia desde Calgary, Canadá. Planteamientos con proyecciones a futuro Esta presentación puede incluir algunos planteamientos con proyecciones a futuro. Todos los planteamientos distintos a hechos históricos, contemplados aquí, incluyendo, sin limitación, planteamientos relacionados con planes y objetivos futuros de Canacol Energy Ltd. ( Canacol o la Compañía ), son planteamientos con proyecciones a futuro que involucran varios riesgos, supuestos, estimados e incertidumbres. Tales planteamientos reflejan las proyecciones, expectativas o convicciones internas actuales de Canacol y están basados en información actualmente disponible para la Compañía. No puede haber seguridad de que tales planteamientos probarán ser precisos, y los resultados reales y eventos futuros pueden diferir sustancialmente de aquellos previstos en tales planteamientos. Todos los planteamientos con proyecciones a futuro contenidos en esta presentación están matizados por estas declaraciones de advertencia y los factores de riesgo descritos anteriormente. Además, todos estos planteamientos se hacen a la fecha en que se realiza esta presentación y Canacol no asume obligación de actualizarlos o revisarlos. Barriles de petróleo equivalente Los barriles de petróleo equivalente (boe) se calculan usando el factor de conversión de 5,7 Mcf (miles de pies cúbicos) de gas natural como equivalentes a un barril de petróleo. Los boes pueden ser engañosos, particularmente si se usan aisladamente. Una razón de conversión de boe de 5,7 Mcf:1 bbl (barril) se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable principalmente en la punta del quemador y no representa una equivalencia de valor en cabeza de pozo. Producción y reservas La producción representa la neta antes de regalías. Las reservas representan las reservas 2P y el VPN-10 antes de impuestos a diciembre 31 de USD Todos los montos en dólares se muestran en dólares de EE. UU. a menos que se indique otra cosa. PÁGINA 2 Antes de comenzar, es importante mencionar que los comentarios en esta teleconferencia por parte de la alta gerencia de Canacol pueden incluir proyecciones sobre el desempeño futuro de la Compañía. Estas proyecciones no constituyen compromisos sobre resultados futuros ni tienen en cuenta riesgos o incertidumbres que pueden materializarse. En consecuencia, Canacol no asume responsabilidad alguna en el evento de que los resultados futuros sean diferentes a las proyecciones compartidas en esta teleconferencia. Por favor tenga presente que todas las cifras financieras en esta teleconferencia se denominan en dólares de Estados Unidos. Comenzaremos la presentación con nuestro Presidente y Director Ejecutivo, Sr. Charle Gamba, en la línea desde Bogotá, quien cubrirá los aspectos operacionales destacados para el segundo trimestre de El Sr. Jason Bednar, nuestro Vicepresidente Financiero, quien está en la línea desde Calgary, discutirá luego los aspectos financieros destacados. El Sr. Gamba cerrará con una exposición sobre la perspectiva de la Compañía para lo que resta del año. Una sesión de preguntas y respuestas vendrá después del segmento de cierre del Sr. Gamba. Le doy ahora la palabra al Sr. Gamba, Presidente y Director Ejecutivo de Canacol Energy.

3 Presidente y Director Ejecutivo Aspectos destacados claves desde la conferencia telefónica del primer trimestre de 2018 Agosto 3, Promigás recibió el permiso ambiental final +100 MMcf/d en capacidad de transporte disponible en marzo de 2019 De la cual 20 MMcf/d está disponible en diciembre de % de incremento en la producción trimestral vs. año anterior De a boepd 43% de incremento en la producción de gas trimestral vs. año anterior De a boepd Proyección de 2018 Corporativa boepd Gas MMcf/d / Petróleo bopd +89 BCF de adiciones de reservas 3P en el año hasta la fecha 1P +25 BCF 2P +59 BCF Página 3 Gracias Carolina y bienvenidos a la Conferencia Telefónica del Segundo Trimestre de 2018 de Canacol. Desde nuestra primera conferencia telefónica trimestral hemos tenido un progreso constante hacia la ejecución y entrega de nuestras ventas de gas, reservas y recursos de gas de 2018, todo el tiempo manteniendo nuestro enfoque en hacer crecer nuestro negocio de gas a 230 millones de pies cúbicos estándares por día en Primero que todo, me complace informar que el 3 de agosto de este año Promigás S.A. recibió el permiso ambiental final requerido para la expansión de su gasoducto a Cartagena y Barranquilla. Actualmente estamos transportando aproximadamente 100 millones de pies cúbicos estándares por día a través de este gasoducto a Cartagena, y Promigás está invirtiendo aproximadamente $180 millones en este proyecto, lo cual adicionará 100 millones de pies cúbicos por día de nueva capacidad de transporte al gasoducto existente con toda la capacidad adicional asignada a Canacol. Promigás prevé que todos los 100 millones adicionales de pies cúbicos estándares por día de capacidad estarán disponibles para Canacol en marzo de 2019, con los primeros 20 millones de pies cúbicos estándares disponible en diciembre 1 de Esto incrementará las ventas de gas de Canacol en aproximadamente 20 millones de pies cúbicos estándares por día, en diciembre 1 de 2018 e incrementará las ventas de gas de Canacol otros 90 millones de pies cúbicos estándar por día en marzo de 2019, cuando está programado que todo el proyecto de expansión del gasoducto esté terminado. Para el segundo trimestre de 2018, las ventas de gas y petróleo promediaron barriles de petróleo equivalente por día, un incremento del 25% comparado con el mismo período de El segundo trimestre de 2017 marcó el cuarto trimestre consecutivo de crecimiento de las ventas de gas natural, las cuales aumentaron un 43%, de 78 millones de pies cúbicos estándares por día para el segundo trimestre de 2017 a 112 millones de pies cúbicos estándares por día para el segundo trimestre de Durante el segundo trimestre de 2018, la producción promedio de petróleo de la Compañía fue de barriles por día. Según se anunció previamente, se espera que las ventas contractuales realizadas proyectadas de gas y petróleo, que incluyen el

4 tiempo de inactividad contractual de gas para 2018, promedien entre y barriles de petróleo equivalentes por día, lo cual incluye 114 millones a 129 millones de pies cúbicos estándares de gas respectivamente, y aproximadamente barriles por día de producción de petróleo anualizada. Con posterioridad al informe de la Compañía del segundo trimestre en julio de 2018, presentamos un informe de mitad de año de reservas de gas natural convencional para los descubrimientos recientes de Canacol en Pandereta-3, Chirimía-1 y Breva-1 situados en los bloques VIM-5 y VIM-21 en la Cuenca del Valle del Bajo Magdalena en Colombia. Las estimaciones de reservas se basan en una auditoría de recursos independiente preparada por Boury Global Energy Consultants, efectiva en julio de Según los informes, adicionamos 89 mil millones de pies cúbicos en nuevas reservas 3P provenientes de este programa de perforación de exploración muy exitoso, el cual supera nuestra producción de gas esperada para También en julio de 2018, corrimos la tubería de revestimiento en el pozo de evaluación Cañahuate 3 como productor de gas y esperamos completar próximamente el pozo con una torre de reacondicionamiento. Expansión de la base de recursos de gas de Canacol Canacol-gas CAGR Bloques % Acres netos (en miles) % Recursos brutos (en TCF) (1) 0,1 2,0 2,6 59% Prospectos y posibilidades % Éxito Pozos de exploración Pozos de evaluación/desarrollo 12-para-15 80% 8-para-8 100% Plan futuro Perforación exploratoria en curso cubierta por sísmica 3D existente Adquirir sísmica 3D (VIM5, VIM19, SSJN7) 20+ Perforación exploratoria con sísmica 3D nueva (VIM5, VIM19, SSJN7) (1) Representan recursos prospectivos sin riesgo en promedio brutos. Página 4 Desde nuestro movimiento hacia el gas de 2012, nuestros programas de perforación de exploración han resultado en más de 465 mil millones de pies cúbicos de nuevas reservas 2P provenientes de 12 pozos de exploración exitosos, lo cual representa una tasa de éxito del 80% en exploración comercial que es líder en la industria, la más alta de cualquier operador de petróleo y gas en Colombia. En un comunicado de prensa separado en julio de 2018, proporcionamos una actualización de nuestros recursos prospectivos de gas, la cual cuantifica el significativo potencial de gas de nuestros cinco bloques de exploración operados ubicados en la Cuenca del Bajo Magdalena. El informe fue preparado por los auditores independientes Gaffney, Cline & Associates, con fecha efectiva diciembre de La auditoría independiente de recursos prospectivos de Gaffney Cline estimó recursos prospectivos de gas natural convencional para 115 prospectos y posibilidades individuales, que Canacol ha sumado para una media sin riesgo de 2,6 billones de pies cúbicos estándares, o una media con riesgo de 948 mil millones de pies cúbicos estándares netos para la participación en la explotación de Canacol en tales bloques.

5 En mayo de 2018, la Compañía culminó una oferta privada de títulos preferenciales por un monto total de capital de $320 millones. El producto neto de esto fue usado para pagar totalmente los montos pendientes obtenidos en préstamo bajo la línea de crédito existente con Credit Suisse en un monto de $305 más los intereses causados y los costos de transacción. Los títulos preferenciales pagan en forma semestral intereses a una tasa del 7,25% anual y vencerán en mayo de Los beneficios claves incluyen diferir $23,5 millones de pagos de amortización trimestral que estaban previstos para comenzar en marzo de 2019, y redujimos nuestra tasa de interés anual en 75 puntos básicos. Ahora quisiera dar la palabra al Sr. Jason Bednar, Vicepresidente Financiero de Canacol, quien se une desde Calgary para exponer algunos de los aspectos financieros destacados asociados con los resultados de nuestro segundo trimestre de Cuando él termine, presentaré las perspectivas para lo que resta de Jason Bednar Vicepresidente Financiero Gracias Charle. Gracias a todos por unirse a la conferencia telefónica en el día de hoy. Aspectos financieros destacados del segundo trimestre de 2018 Ventas contractuales realizadas en boepd Ingresos de gas natural y petróleo ajustados USD $ en MM, netos de regalías Trimestre 2 de 2017 Trimestre 2 de 2018 Trimestre 2 de 2017 Trimestre 2 de 2018 Gas de Colombia Petróleo de Colombia Petróleo a tarifa de Ecuador PÁGINA 6 Los aspectos financieros destacados para los tres meses terminados en junio 30 de 2018 incluyeron los volúmenes de ventas contractuales realizadas que aumentaron un 25% a BOE por día, en comparación con los BOE por día para el mismo período de El aumento se debe principalmente a un aumento del 43% en las ventas contractuales realizadas de gas, resultantes en gran medida de la terminación del gasoducto de Sabanas. La disminución general en los volúmenes de producción de crudo durante los tres meses terminados en junio 30 en comparación con el mismo período en 2017 se debe principalmente a la venta por parte de la Compañía de su participación en las inversiones del CPI de Ecuador, la cual cerró en febrero de Los ingresos totales de petróleo y gas natural para los tres meses terminados en junio 30 de 2018 aumentaron un 33% a aproximadamente $57 millones en comparación con $43 millones para el mismo período en 2017.

6 Aumento de flujo de caja Fondos ajustados provenientes de las operaciones En boepd Ganancia corporativa neta de gas y petróleo en el trimestre 2 de 2018 USD $ / BOE Trimestre 3 Trimestre 4 Trimestre 1 Trimestre 2 Ingresos Regalías Gastos Ganancia de 2017 de 2017 de 2017 de 2018 Producción Transporte operacional neta Los fondos ajustados provenientes de las operaciones aumentaron un 19% a $28,8 millones para los tres meses terminados en junio 30 de 2018, en comparación con $24,2 millones para el mismo período en Los fondos ajustados provenientes de las operaciones incluyen nuestros resultados del CPI de Ecuador. En total, la Compañía registró una ganancia corporativa neta de $22,90 por BOE tanto para gas como para petróleo para los tres meses terminados en junio 30 de 2018.

7 3 trimestres consecutivos de crecimiento en la producción Ventas contractuales realizadas de gas natural de Canacol En MMcf/d Precio y ganancia neta de gas En MMcf/d Trimestre 2 Trimestre 3 Trimestre 4 Trimestre 1 Trimestre 2 de 2017 de 2017 de 2017 de 2018 de 2018 Trimestre 3 Trimestre 4 Trimestre 1 Trimestre 2 de 2017 de 2017 de 2018 de 2018 Precio del gas, neto de transporte Ganancia neta de gas PÁGINA 8 El segundo trimestre de 2018 marcó el tercer trimestre consecutivo de crecimiento de la producción de gas natural. Las ventas de gas aumentaron un 43% de 78 millones de pies cúbicos por día en el segundo trimestre de 2017 a 112 millones de pies cúbicos por día en el segundo trimestre de 2018.

8 78% de margen de ganancia neta de gas natural Ganancia neta de gas natural del segundo trimestre de 2018 USD $ / MCF 3% de repunte secuencial vs. primer trimestre de 2018 Ingresos, netos Regalías Gastos Ganancia neta de transporte operativos operativa PÁGINA 9 Enfocándonos específicamente en los componentes de ganancia neta de nuestro negocio central de gas natural, me complace informar que nuestro precio promedio de venta de gas, neto de transporte, fue de USD $4,85 por Mcf, el cual está por encima de nuestra proyección para 2018 de $4,75 por Mcf y de hecho 3% por encima de los $4,72 por Mcf que registramos en el primer trimestre de Los gastos totales de producción de gas natural para el trimestre fueron de $0,42 por Mcf, lo cual también está por debajo del nivel medio de $0,40 que yo había señalado como proyección en teleconferencias anteriores.

9 Aspectos destacados del capital en el segundo trimestre de 2018 Gastos de capital netos ajustados del segundo trimestre de 2018 USD $ en MM, excepto los montos por acción Para los tres meses terminados en junio 30 de 2018: Costos de gasoducto intermedio y planta de gas Costos y ajustes distintos a efectivo, $5,6 MM Tierra, sísmica, comunidades y otros, $5,2 MM Perforación y completamiento, $10,7 MM Perforación, completamiento y prueba de Breva-1 Perforación, completamiento y prueba de Borojó-1 Preperforación de Cañahuate-2 y Cañahuate-3 Costos de instalaciones en Esperanza y VIM-5 Instalaciones, reacondicionamientos e infraestructura, $7,8 MM Otros costos capitalizados (GyA capitalizados de $1,3 millones y costos de desmantelamiento distintos a efectivo de $5,6 millones debidos a un cambio en el estimado) Intermedios, $1,7 MM PÁGINA 10 Los gastos de capital para los tres meses terminados el 30 de junio de 2018 fueron de $31 millones. Estos incluyeron los costos del gasoducto intermedio y de la planta de gas, la perforación, el completamiento y la prueba de Breva-1, la perforación, el completamiento y la prueba de Borojó-1, los gastos del preperforación de Cañahuate-2 y Cañahuate-3, los costos de instalaciones en Esperanza y VIM-5, y otros costos de capital, o mejor otros costos capitalizados, siendo el más grande un costo futuro de desmantelamiento distinto a efectivo de $5,6 millones.

10 Eventos no recurrentes durante el segundo trimestre de 2018 Venta de inversión de PPG por $12,4 millones Deterioro de exploración de $9,9 millones Pérdida en liquidación de línea de crédito de $14,4 millones Pasivo de liquidación de $20,3 millones Recuperación de deterioro de $19,1 millones PÁGINA 11 El segundo trimestre de 2018 también tuvo varios eventos o cargos distintos a efectivo y por una sola vez. El primero de estos fue la venta de PPG, nuestra inversión de PPG, por $12,4 millones. Esta es pagadera en 12 cuotas trimestrales iguales de aproximadamente $1 millón cada una que la Compañía estará recibiendo a partir de julio de También tuvimos un cargo de deterioro de exploración de $9,9 millones sobre la devolución planeada de un bloque de petróleo que no será parte de la transacción de venta de Arrow. Este bloque fue devuelto en 2018 como parte de una restructuración interna de impuestos, que está generado los correspondientes beneficios tributarios. Hubo una pérdida de $14,4 millones en liquidación de línea de crédito. Esto está relacionado con la terminación del anterior préstamo a término sindicado liderado por Credit Suisse y se divide en dos componentes. Aproximadamente $5 millones son intereses y penalidades por pago anticipado, y también cancelamos los restantes $9,4 millones de claves de financiación sin amortizar, que estaban programadas para ser amortizadas durante la vida restante de cuatro años del préstamo a término. Dados los ahorros bastante grandes en tasa de interés, el término y la certeza del bono de mayo de 2018 que reemplazó este préstamo a término, los cargos anteriores fueron justificados. También registramos un pasivo de liquidación de $20,3 millones relacionados con los costos de transporte en nuestra propiedad de Rancho Hermoso. Estos montos actualmente son contractualmente debidos a aproximadamente $300k por mes hasta que la deuda se extinga. Finalmente, la misma propiedad de Rancho Hermoso atrajo una valorización este trimestre de un monto casi igual y compensado de $90,1 millones; el valor en libros de Rancho previamente había sido de cero. Esta valorización fue provocada por el incremento en los precios del petróleo, lo cual aumentó la economía de nuestra producción de petróleo en esa propiedad, así como la expresión de otras compañías petroleras de un interés en comprar ese activo en particular. Volviendo a la venta de PPG por los $12,4 millones, me equivoqué con anterioridad. Recibimos 12 cuotas mensuales iguales de $1 millón cada una, no cuotas trimestrales iguales. Así, al final del período de 12 meses, habremos recaudado todos los $12,4 millones. Mis excusas por eso.

11 Liquidez del segundo trimestre de 2018 USD $ en MM Efectivo Efectivo restringido Excedente de capital de trabajo Dic Jun Dic Jun Dic Jun PÁGINA 12 A junio 30 de 2018, la Compañía también tenía $55,2 millones en efectivo y $5,5 millones en efectivo restringido. La Compañía terminó el trimestre con un excedente de capital de trabajo muy saludable de $83,9 millones. En mayo 31 de 2018, la Compañía celebró un acuerdo de compra de acciones con Arrow Exploration Limited. Arrow adquirirá la mayoría de los activos de petróleo convencionales colombianos de la Compañía por una contraprestación total de $40 millones. Los $40 millones están compuestos por $10 millones en efectivo en el día uno, si se quiere, $25 millones en acciones ordinarias de Arrow, y $5 millones en un pagaré con una tasa de interés anual del 15%, el cual vencerá aproximadamente 120 días después del cierre de la transacción, momento en el cual esperamos recaudar esos $5 millones.

12 Beneficios claves de los nuevos títulos preferenciales de Canacol Resumen de los nuevos títulos preferenciales no garantizados USD $ en MM Capital $ 320 Pago de capital Al vencimiento Vencimiento 2025 Tasa/año Fija 7,25% Cuenta de reserva de servicio de deuda Estructura del capital USD $ en MM, excepto CDN $/acción Ninguna TSX $/acción (8/12/18) CDN $4,27 Acciones en circulación totalmente diluidas (1) 179 Capitalización de mercado (2) $ 567 Deuda neta (3) $ 282 Valor de la empresa $ 869 Propiedad de miembros de la empresa 22% Títulos preferenciales no garantizados cerrados a principios de mayo de 2018 Los beneficios claves incluyen: Se redujo la tasa de interés anual en ~75 puntos básicos. Se eliminó la volatilidad de la tasa de interés y se cambió una flotante de ~8% (4) por una fija de 7,25%. Se difirieron $23,5 MM de pagos de amortización trimestrales anteriormente previstos para comenzar en marzo de Se extinguieron los requisitos de $25 MM en cuenta de reserva de servicio de deuda Se suprimieron los compromisos de mantenimiento trimestrales. (1) Incluidas las opciones con ganancia basadas en un precio de CDN $4,27 / acción (2) Convertida con tasa de cambio de CDN a USD (0,76) a 8/12/18 (3) A 6/30/18 (4) Libor a tres meses fluctuante +5,5% desde 4/26/18 PÁGINA 13 Quiero recordarles a todos que fue también en este segundo trimestre, en mayo 3 de 2018, que la Compañía completó una oferta de títulos preferenciales no garantizados por un monto de capital de $320 millones. Canacol usó el producto neto para pagar las cantidades pendientes obtenidas en préstamo bajo su línea de crédito existente por el monto de $305 millones más los intereses causados en ese momento. Al reemplazar la línea de crédito vigente, el antiguo préstamo a término a $305 millones, la Compañía obtuvo varios beneficios. Uno, el reemplazo del préstamo a término vigente, que tiene una tasa de interés fluctuante de LIBOR a tres meses más 5,5%, la cual actualmente habría sido de aproximadamente 8%, pues la tasa LIBOR a tres meses ha venido aumentando significativamente durante los últimos 14 meses, por una tasa de cupón de bono fija de 7,25%. Esto por supuesto proporcionó tanto una reducción como una certeza de los gastos de la deuda en un ambiente de tasas de interés extremadamente volátil. En segundo lugar, diferimos la amortización trimestral de $23,5 millones de esa línea de crédito, la cual estaba programada para comenzar en marzo de Obviamente cambiamos eso por un vencimiento único, el cual se hace exigible en mayo de 2025, dentro de siete años. En tercer lugar, un contrato de títulos administrativamente menos gravoso que no requerirá garantía o certificación trimestral de compromisos de mantenimiento, pues el título tiene compromisos en el momento actual. Y, en cuarto lugar, no se requiere mantener efectivo en una cuenta de reserva de servicio de la deuda, según era originalmente requerido bajo la línea de crédito anterior. Estos montos estaban programados para sumar en total aproximadamente $25 millones más adelante en 2018 bajo la línea anterior. En este punto le devuelvo la palabra a Charle para cerrar con la estrategia y la perspectiva para lo que resta de Gracias a todos.

13 Charle Gracias Jason. Estrategia y perspectiva para 2018 Producción de gas natural de Canacol En MMcf/d 1. Lograr 230 MMscfpd de capacidad productiva crecimiento de +90% 2. Expandir las instalaciones de procesamiento de gas en Jobo 3. Conectar Pandereta 4. Descongestionar las líneas de flujo de Betania-Jobo 5. Perforar Acordeón 1 en noviembre de 2018 Trimestre Trimestre Trimestre Trimestre 2018 e 2019 e 3 de de de de 2018 PÁGINA 15 Para lo que resta de 2018, la Compañía está enfocada en lograr 230 millones de pies cúbicos estándares por día de capacidad productiva, con la ejecución del resto de su programa de perforación de exploración de gas y la desinversión de sus activos remanentes convencionales de petróleo. Con respecto al trabajo necesario para lograr los 230 millones de pies cúbicos estándares por día de capacidad productiva, hemos comenzado las obras civiles asociadas con la adición de 130 millones de pies cúbicos estándares por día de capacidad de tratamiento de gas adicional en Jobo, y esperamos que este trabajo culmine en diciembre de Adicionalmente, hemos iniciado el proceso de construcción de una línea de flujo de ocho pulgadas para conectar nuestro descubrimiento de gas de Pandereta con Jobo, lo cual también estará terminado en diciembre de Finalmente, también hemos iniciado la descongestión de la línea de flujo de Betania a Jobo, lo cual nos permitirá producir en los campos de Nelson y Palmer a una tasa más alta que la actual. Esta descongestión también estará completa antes de diciembre de este año. Esperamos perforar el siguiente pozo de exploración de gas, Acordeón-1, situado en el contrato de E&P de VIM-5, en noviembre de 2018, el cual ojalá sea seguido por un par de pozos de evaluación. Para 2019, la Compañía tiene como objetivo volúmenes de ventas contractuales realizadas de 230 millones de pies cúbicos estándares por día de gas natural. Estos volúmenes representan un crecimiento en ventas del 90% con respecto al año anterior versus 122 millones de pies cúbicos estándares por día de gas natural por día para el promedio planeado de ventas de gas natural de la Compañía para 2018.

14 Desinversión o escisión del petróleo de Canacol en Colombia Se espera el cierre de la transacción para septiembre 1 Océano Pacífico S. Cuenca del Alto Magdalena Petróleo de esquisto Ecuador Cuenca del Magdalena Medio Petróleo de esquisto Cuenca de los Llanos Petróleo ligero Cuenca de Caguán Putumayo Petróleo pesado Colombia Ecuador Se cerró la venta de los activos de Ecuador en febrero de 2018 $36,4 MM de producto en efectivo Colombia Desinversión o escisión de los activos de Colombia Portafolio diversificado 4 cuencas Bloques / acres netos 14 / 1,0 MM Producción bopd (1) Prometedor potencial de exploración para zonas de esquisto convencional naturalmente fracturado Acceso al petróleo de esquisto de clase mundial de La Luna PÁGINA 16 (1) Producción neta antes de regalías de Canacol, para los 3 meses terminados en 6/30/18 Según se informó previamente, actualmente estamos en el proceso de disponer de nuestros activos de petróleo convencionales remanentes en Colombia, lo cual esperamos culminar a finales de agosto de La transacción completará la transformación de Canacol en una compañía de exploración y comercialización de gas enfocada en Colombia. Ahora estamos listos para responder las preguntas que ustedes quieran hacer. PREGUNTAS Y RESPUESTAS Operador Ahora empezaremos la sesión de preguntas y respuestas. Para hacer una pregunta deben presionar asterisco (*) y luego uno (1) en su teléfono de tonos. Si están usando un teléfono con altavoz, por favor levanten el auricular antes de presionar las teclas. Si en algún momento su pregunta ha sido enviada y quieren retirarla, por favor presionen asterisco (*) y luego dos (2). En este momento haremos una pausa momentánea para reunir nuestra lista. Nuestra primera pregunta viene de Nathan Piper, de RBC Capital Markets. Por favor, adelante. Nathan Piper Buenos días a todos. Gracias por la teleconferencia; y un par de nimiedades, supongo, para mí. Sobre el gasoducto, el gasoducto de Promigás, parece haberse extendido un poco, lo cual está bien, para quedar terminado en marzo. Supongo que el punto clave es si todos los papeles están bien? Y sé que ustedes mencionaron que se tienen las aprobaciones ambientales y todo el equipo en el sitio para asegurar que el gasoducto no se retrase más en el cronograma actual, lo cual es básicamente lo que ustedes dijeron en primer lugar. Pero sí, la primera pregunta sobre eso, por favor. Sí, yo contestaré eso. Promigás Todos los tubulares han sido entregados en Cartagena y actualmente están

15 siendo trasladados al campo. Todo el equipo pesado de construcción igualmente está siendo movilizado al campo. Promigás va a iniciar la construcción en cinco frentes de trabajo separados, esencialmente para acelerar el ritmo de la construcción. Así, la instalación física de la tubería, la excavación y la instalación de la tubería, ocurrirán en cinco frentes diferentes a lo largo de la longitud de la expansión. Entretanto, todo el equipo de expansión de compresión para Filadelfia también ha llegado y llegó hace varios meses a Cartagena. Así, está siendo movilizado a Filadelfia para empezar la expansión de esa estación de compresión, la cual efectivamente debería ser terminada en octubre o noviembre. Así, con ese cronograma, ese cronograma acelerado de construcción, Promigás espera finalizar todo el proyecto en marzo de Nathan Piper Bien, estupendo. Y deberíamos asumir entonces que el aumento, el relativamente rápido aumento a los 100 millones de pies cúbicos por día de capacidad adicional, se dará en el curso del segundo trimestre, o antes de eso? Si, así como en la última vez que hicieron la expansión en 2016, veremos 20 millones entrando en el flujo en diciembre 1º de este año. Y luego, en marzo, la producción aumentará muy rápidamente a los 100 millones completos con la finalización de sus obras. Nathan Piper Bien. Así que, si estamos tratando de estimar la proyección de producción para 2019, es básicamente 100 desde, o 100 de producción adicional desde marzo, y entonces habrá una especie de aumento entre esos puntos? Sí, de modo que, básicamente, de los 100 millones de nueva capacidad que nos está siendo dada con esta expansión, 20 millones vendrán en diciembre y los restantes 80 millones vendrán en marzo para los 100 millones completos Nathan Piper Bien, de manera que es más un cambio sustancial. Bien, eso está claro. Bien, la otra pregunta que yo tenía era sobre la desinversión de sus activos de petróleo. Y sé que están buscando la conclusión de esa transacción en agosto, el cual es, ese mes está por venir. Hay algún riesgo en cuanto a que Arrow cumpla su parte del trato? Es decir, claramente ustedes deseaban vender los activos; pero ven riesgos en torno a la conclusión de esa transacción con esta contraparte en particular? Sí, en este momento el único riesgo asociado con la transacción es que ellos hagan el cierre de su financiación. Nathan Piper Lo cual debería ser hecho para fines del mes? Eso es correcto. Nathan Piper Bien, gracias. Y entonces la última para mí, si se puede. Sobre el próximo pozo, el pozo Acordeón, asumo que es un pozo de CDO, lo es, en VIM-5? Eso es correcto, un pozo de CDO en VIM-5. Esta inmediatamente al este de Clarinete.

16 Nathan Piper Sí, creo que lo recuerdo del Día del Inversionista que ustedes llevaron a cabo hace un tiempo. Qué clase de tamaño de prospecto son ustedes, o que clase de tamaño de oportunidad tiene ese prospecto? Es una oportunidad de tipo SA de Clarinete, de modo que yo diría que 100 o más bcf es lo que estamos buscando en ese prospecto en particular. Es uno de buen tamaño en el bloque VIM-5. Nathan Piper Estupendo, Charle. Agradezco los detalles. Gracias. Gracias. Operador Nuestra siguiente pregunta viene de María Antonia Yarce, de Bancolombia. Por favor, adelante. María Yarce Hola, buenos días a todos, también tengo un par de preguntas. La primera también estaría relacionada con el trato para la venta de los activos de petróleo convencionales en Colombia y es que ustedes han mencionado previamente que tal vez distribuirían las acciones de esta nueva compañía a accionistas existentes. De este modo, me preguntaba si este seguía siendo el plan. Y si es así, tendría Canacol alguna participación remanente en esta nueva compañía? Y si es así, tendrían algún control sobre esta nueva compañía o cómo sería consolidada en sus resultados? Jason Bednar Yo puedo responder eso, María. Estamos esperando recibir ahora 25 millones de acciones, o $25 millones en acciones. La expectativa original era de $20 millones, de modo que en nuestra Asamblea Anual de Accionistas en julio 3 de 2018, esto es, hace un mes, obtuvimos aprobación de los accionistas para distribuir $20 millones de esas acciones. De manera que, si me sigue en eso, Canacol procurará distribuir $20 millones de esas acciones poco después del cierre, y conservaremos los restantes $5 millones y nos ocuparemos de ellos en una fecha futura, los cuales, con solamente 5 millones de acciones, serán menos del 10%. Esto no aparecerá en nuestras cifras consolidadas, simplemente será un rubro de inversión en los estados financieros. María Yarce Bien, perfecto. Pero ustedes aún recibirían una pequeña participación de los resultados de esta nueva compañía, de los beneficios, quiero decir? Jason Bednar Quiero decir que sería como con cualquier inversión de portafolio, de modo que no verá sus barriles junto con nuestros barriles incluidos en nuestra consolidación. Simplemente verá el crecimiento de la inversión en el balance donde fuere aplicable. María Yarce Bien. Y eso será cuánto porcentaje de la nueva compañía, dijo usted? Jason Bednar Esto depende obviamente de de modo que son $5 millones que quedarán para nosotros después de que distribuyamos los $20 millones a nuestros accionistas. Estaremos con algo menos del 10%. Arrow no ha cerrado sus libros, de manera que no sé exactamente cuántas acciones van a estar en circulación en este momento,

17 pero será menos del 10%, eso es una certeza. María Yarce Bien, perfecto. Y mi segunda pregunta es si hay, hay algún progreso en la venta de Rancho Hermoso? He notado que ustedes como que han reversado el deterioro de estos activos aquí en Colombia. Imagino que estos están todavía para la venta. Tienen algún progreso sobre la venta de Rancho Hermoso? Jason Bednar Sí adelante, Charle. Actualmente estamos en el proceso, actualmente estamos en negociaciones con un operador colombiano para venderle nuestras participaciones en el contrato. Y si tenemos éxito, si las negociaciones concluyen exitosamente este mes, esperamos anunciar la venta de ese campo en algún momento en septiembre u octubre. María Yarce Perfecto. Y tengo dos preguntas más. La tercera sería, entiendo que vender esos activos de petróleo convencionales en Colombia los liberaría de algunas obligaciones con la ANH, algunas responsabilidades que ustedes tenían asociadas con estos activos. Saben ustedes cuál sería el impacto en los pasivos en el balance, como cuánto liberaría en los pasivos en su balance? Jason Bednar Sí, los pasivos en el balance actualmente están en cero. Si consulta nuestras notas, verá una lista de compromisos, correcto, que son compromisos con la ANH. Y esos suman en total aproximadamente $40 millones en la fase actual, que traspasaremos a Arrow. Pero en el balance físico hay cero de esos pasivos, ellos son solamente compromisos futuros. María Yarce Perfecto. Y mi última pregunta es: Están esperando algunos costos operacionales adicionales del gasoducto de Promigás o alguna inversión de su parte en unidades de compresión o cualquier cosa por el estilo? No. Promigás es responsable del 100% de la inversión correspondiente a su expansión, la cual es de aproximadamente $180 millones a $190 millones. Canacol no invertirá en absolutamente nada en la expansión de Promigás. María Yarce Perfecto, gracias. Esperan algunos costos operacionales adicionales por el uso de los gasoductos? Jason Bednar No. No los esperamos. María Yarce Bien, perfecto. Gracias. Operador Nuestra siguiente pregunta viene de Robert DeJong, de Scotiabank. Por favor, adelante. Robert DeJong Buenos días a todos. Yo solamente tenía dos preguntas aquí, una relacionada con el pasivo de liquidación y

18 otra relacionada con la línea de flujo entre Betania y Jobo. En relación con el pasivo, ustedes han mencionado que sería pagado con pagos regulares o hasta que se haya logrado un acuerdo mutuo para la deuda. Me preguntaba si ustedes tenían en mente un objetivo o un tiempo en el cual sean capaces de lograr un acuerdo como ese. Y luego, en relación con la línea de flujo, me preguntaba cuánta capacidad adicional esperan que se adicione con esa línea de flujo, y si estará disponible este año. Además de eso, esos volúmenes incrementales serán vendidos a precios al contado, o estarán relacionados con contratos fijos? Gracias. Jason Bednar Con respecto al acuerdo para liquidar el asunto del trasporte de Rancho Hermoso, estamos investigando. El documento establece un período de hasta seis meses para establecer arreglos de pago alternativos, los cuales podrían incluir un leve descuento en el transporte de volúmenes de gas, en que la contraparte esté interesada, u otras, como se indica en las notas, otras desinversiones de activos de petróleo no esenciales para satisfacer parcialmente eso. De manera que la respuesta simple es: El documento contempla un lapso de seis meses para realizar esas negociaciones. Robert DeJong Bien, perfecto. Y luego, en relación con la línea de flujo, supongo en relación con esto, supongo, sí, la capacidad que ustedes esperan que venga en línea con eso, y si eso será este año y si las ventas relacionadas con precios de contado son para contratos fijos. Sí, esta será una descongestión de la línea de flujo existente, que es una línea de seis pulgadas que estamos usando para producir gas desde el campo Nelson y el campo Palmer hasta la instalación de Jobo. Estamos instalando una línea de ocho pulgadas paralela a la línea existente de seis pulgadas, y también estamos instalando otra línea de seis pulgadas, la cual es una línea de disposición de agua también desde allí. Y esto esencialmente nos permitirá producir desde Nelson y Palmer a una tasa de aproximadamente 50 millones a 60 millones de pies cúbicos por día, más alta que nuestras tasas actuales. Y realmente esto será, esto nos permitirá tener flexibilidad con respecto a la producción selectiva desde pozos y campos. De entre todos nuestros campos productores, el año entrante tenemos que producir 230 millones de pies cúbicos. Y podemos escoger y elegir qué campos deseamos que produzcan más o menos. De manera que esto simplemente nos dará más flexibilidad para aumentar la tasa de producción desde Nelson y Palmer si optamos por ello. Y una de las razones por las cuales escogeríamos hacer eso probablemente es que la tasa de regalía en el contrato de Esperanza es más baja que la del contrato de VIM-5. Entonces, tiene sentido acelerar la producción desde Nelson y Palmer un poco más rápido para beneficiarnos de la menor regalía asociada con ese gas. De manera que realmente se trata de una descongestión para darnos más flexibilidad en términos de la mezcla de producción desde los varios campos que operamos. Robert DeJong Perfecto, gracias. Y esas ventas serían, o los volúmenes allí serían vendidos a precios al contado, o estarían relacionados con contratos fijos o materialmente otras ventas? Esas ventas estarían relacionadas con contratos fijos. Robert DeJong Bien. Perfecto. Muchas gracias. Operador Como recordatorio, si quieren hacer una pregunta, por favor presionen asterisco (*) y luego uno (1). Nuestra próxima pregunta viene de Daniel Guardiola, de BTG Pactual. Por favor, adelante.

19 Daniel Guardiola Hola, buenos días a todos. Tengo una pregunta muy breve relacionada con la ejecución de los contratistas de gas que están respaldando la construcción del gasoducto de Promigás. Y solamente una pregunta relacionada con el tiempo. Quiero decir, si no estoy equivocado, se espera que esos contratos comiencen en diciembre, lo cual es tres meses antes de la fecha en que se espera que esas instalaciones entren en operación. De modo que quiero saber si, quiero decir, ustedes se demorarán o piensan que las fechas reales generarán para ustedes un problema, o de otro modo van a tener que ir al mercado para que se adquiera este gas y se venda? O si realmente en los contratos ya contemplaron la demora y tienen algo como un período de gracia o una exención? Sí, solamente hay un contrato que es problemático con respecto a la demora. Los otros contratos tienen un período de gracia, lo cual nos permite empezar tarde sin penalidades. Pero para ese contrato, que es para 25 millones de pies cúbicos por día, ya hemos hecho arreglos para una serie de permutas desde diciembre hasta abril. Así, básicamente estamos permutando gas que estamos entregando en Cartagena a través del gasoducto existente, por gas que viene de Gaiteros para cumplir este contrato. Y es esencialmente una permuta sin costo. De esta manera, para el contrato que era problemático, ya hemos abordado el problema con respecto al comienzo tardío y cualquier posible penalidad mediante los arreglos para una permuta, la cual cubrirá el período de tiempo en el que necesitemos cubrir ese contrato. Daniel Guardiola Y Charle, solamente un seguimiento, quiero decir, qué pasa si la demora, usted sabe, si el gasoducto no entra en operación en marzo, sino que lo hace en junio? Tendrán ustedes que entrar en una nueva subestructura como esta? Tendremos que prorrogar el contrato de permuta existente con ese contrato en particular, pero para el resto el período de gracia es hasta finales de junio. Así, estamos bastante bien para demoras adicionales. Sin embargo, eso es improbable, dado el hecho de que Promigás estará trabajando ahora en cinco frentes diferentes en la construcción. Parece que la construcción debería ir bastante bien, pero estamos cubiertos hasta finales de junio. Daniel Guardiola Muy bien. Gracias, Charle. De nada, Daniel. Operador Esto concluye nuestra sesión de preguntas y respuestas. Quisiera dar la palabra de vuelta a Carolina para los comentarios de cierre. CONCLUSIÓN Carolina Orozco Gracias por participar en la conferencia telefónica del segundo trimestre de Canacol. Por favor, únanse nuevamente en noviembre para la conferencia telefónica de nuestro tercer trimestre. Tengan un muy buen día. Operador La conferencia ha concluido. Gracias por asistir a la presentación de hoy. Pueden desconectarse ahora.