Perspectivas de Exploración y Producción de Gas NaturalFelipe Bayón Pardo

Cartagena, 10 de abril de 2019

Descargo de Responsabilidad

Este documento fue preparado por Ecopetrol S.A. con el propósito de suministrar al mercado y otraspartes interesadas cierta información financiera y de otros aspectos de la compañía.

Esta presentación contiene proyecciones futuras relacionadas con el desarrollo probable delnegocio y los resultados estimados de la Sociedad. Tales proyecciones incluyen informaciónreferente a estimaciones, aproximaciones o expectativas actuales de la compañía relacionadas conel futuro financiero y sus resultados operacionales. Se advierte que dicha información no es garantíadel desempeño y que puede modificarse con posterioridad. Los resultados reales pueden fluctuar enrelación con las proyecciones futuras de la sociedad debido a factores diversos que se encuentranfuera del control del emisor. La Sociedad no asume responsabilidad alguna por la información aquícontenida ni la obligación alguna de revisar las proyecciones establecidas en este documento, nitampoco el deber de actualizarlo, modificarlo o complementarlo con base en hechos ocurridos conposterioridad a su publicación.

La información divulgada a través del presente documento tiene un carácter informativo e ilustrativo,y no podrá ser suministrada a terceras personas, ni reproducida, copiada, distribuida, utilizada ocomercializada sin la autorización previa y por escrito de la Sociedad.

Estrategia 2020+Creación de valor como grupo integrado

TRANSFORMACIÓN

0

20

40

60

80

100

120

66,0

52,147,7

55,2

67,8

24,5

18,1 18,023,1

30,8

5,7

-3,9

1,66,6

11,6

37,1%34,7%

37,7%

41,8%

45,4%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

30,0%

35,0%

40,0%

45,0%

-5,0

15,0

35,0

55,0

75,0

95,0

115,0

2014 2015 2016 2017 2018

Ingresos EBITDA Utilidad Neta Margen EBITDA

99 54 45 55 72

US

D/B

l

Ingresos, EBITDA y Utilidad Neta en billones de pesos; Brent promedio (anual) en US$/Barril

9,6% 13,1%1,9% 2,7% 8,6%

ROACE Brent Promedio

Mejores resultados financieros del Grupo Ecopetrol en los últimos 5 años

84 87 93 96 99 102 103 104 104

49 5763 67 72 79 86 92 98

6575

79 7980

79 78 77 77

13

1312 13

1415 16 16 16

14

1619 19

2123

2526

27

2

5

912

1726

3647

59

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2000 2005 2010 2015 2017 2020 2025 2030 2035 2040

MB

ED

Gas

Carbón

Nuclear

Petróleo

Hidráulica

Renovables

Nuevas proyecciones del consumo mundial de energía prevén más renovables y gas natural

Fuente: BP Energy Outlook 2019. Cálculos Ecopetrol. Unidad original en Millones de toneladas de petróleo equivalente (factor utilizado 7,7 bls/ton)

2017 2040

4% 15%

7% 7%

4% 4%

28% 21%

23% 26%

34% 27%

MBED: Millones de barriles equivalentes por día

Gasoducto existente

Bidireccionalidad actual

Campos de producción

Refinería

Planta de regasificación

Situación actual

Proyección balance de gas estimado

oferta

demanda

Mapa ilustrativo. Principales campos de producción

Fuente Balance: Estimaciones Ecopetrol

GB

TU

D

Tiempo

Gasoducto existente

Bidireccionalidad actual

Campos de producción

Refinería

Planta de regasificación

Situación actual1. Campos onshore

2. Yacimientos no convencionales

3. Offshore

4. Infraestructura de transporte

5. Importaciones

OPORTUNIDADES DE DESARROLLO

Proyección balance de gas estimado

oferta

demanda

Mapa ilustrativo. Principales campos de producción

Fuente Balance: Estimaciones Ecopetrol

GB

TU

D

Tiempo

Alto potencial exploratorio y de desarrollo de gas en el Tren Piedemonte

* Incluye Campos Cusiana, Cupiagua, Cupiagua Sur, Cusiana, Pauto-Floreña y Gibraltar

Producción

Exploración

Área E&P

~ 3 y 10 TCF

Potencial

4

2

1

Topografía

3

Subsuelo

Entorno

Licenciamiento

PRINCIPALES RETOS

onshore

Fuente: Ecopetrol con base en estimaciones del Plan de Desarrollo. Potencial estimado.

Hocol: fortaleciendo nuestra posición como productor de gas en la costa

Bloques zona norte

• Se comprueba presencia de

gas en el Municipio de Pueblo

Nuevo, Córdoba.

OPERADOS POR

HOCOL

EN TRANSFERENCIA

ECP A HOCOL

HOCOL OPERACIÓN

COMPARTIDA (E&P)

Fuente: Hocol. Potencial estimado.

onshore

~ 1 y 3 TCF

Potencial

NUEVO HALLAZGO ARRECIFE-1ST

• Areniscas con gas natural en

varios intervalos de la

Formación Ciénaga de Oro

Superior.

• Pruebas iniciales: entre 3 y 10

MPCD.

Potencial de Gas YNC

Gas condensado

Gas seco

Potencial de gas

>10 TCF

Potencial en yacimientos naturalmente fracturados

~0,3 a 0,5 TCF

Catatumbo~0,2 a 1,4 TCF

Valle Medio del Magdalena~4 a 13 TCF

RETOS DE INDUSTRIA• Proyectos Piloto Integrales de Investigación (PPII) atendiendo

recomendaciones de la Comisión de Expertos y Contraloría GeneralTCF: Tera pies cúbicos

Fuente: Estimaciones

Ecopetrol. Mapa ilustrativo

Cesar - Ranchería

~ 4 y 24 TCF

PotencialYacimientos No Convencionales

Mapa ilustrativo

Se adelantan estudios

técnicos y económicos

Adquisición programa

sísmico en el Caribe Sur

Ecopetrol firmó nuevo contrato

E&P bloque GUA-OFF-1

KGG: Kronos, Gorgon y Glaucus, TCF: Tera pies cúbicos.

*Recursos prospectivos y descubiertos

Fuente: Ecopetrol, *Fechas estimadas

2028First gas*

KGG

2024/26First gas*

Orca

Avanzando en la maduración de los proyectos offshore

~7 y 30 TCF

PotencialOffshore

En total, la industria firmó 5 contratos:

COL-3, 4 y 5; GUA OFF 1 y 3

Mapa ilustrativo

Gasoducto existente

Gasoducto potencial

Bidireccionalidad actual

Nueva bidireccionalidad

Campos de producción

Bloques potenciales

Refinería

Planta de regasificación

Visión futura

*No incluye plantas de regasificaciónMapa ilustrativo. No corresponde a la infraestructura actual.Principales campos de producción

Gasoducto existente

Gasoducto potencial

Bidireccionalidad actual

Nueva bidireccionalidad

Campos de producción

Bloques potenciales

Refinería

Planta de regasificación

Visión futura

*No incluye plantas de regasificaciónMapa ilustrativo. No corresponde a la infraestructura actual.Principales campos de producción

Balance con proyectos incrementales potenciales*

demanda

Demanda

Oferta adicional

Oferta actual

GB

TUD

Tiempo

Caso Estados Unidos: Competitividad

Producción de gas EE.UU. vs Precio Importaciones netas de gas

9

3

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

200

0

200

1

200

2

200

3

200

4

200

5

200

6

200

7

200

8

200

9

201

0

201

1

201

2

201

3

201

4

201

5

201

6

201

7

201

8

Henry

Hub U

S$/M

BT

U

MP

CD

Producción de gas convencional MPCD Producción de gas asociada al esquisto MPCD

Henry Hub US$/MBTU-5.000

-3.000

-1.000

1.000

3.000

5.000

7.000

9.000

11.000

13.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2014 2015 2016 2017 2018

MP

CD

Fuente: EIA. US Energy Information Administration

Exportaciones a

más de 30 países

Estamos comprometidos con la reducción y aprovechamiento del gas de teas

4238 39

43

20

10

2015 2016 2017 2018 2019Py 2020Py

Gas quemado en teas (MPCD)*

*Fuente:Formas F30 reportadas al Ministerio de Minas y Energía. Incluye cifras Ecopetrol y

Producción asociada. Proyección según proyectos en curso de la Gerencia de Energía

META al 2020Reducción del ~80%

Centros de Generación Orito y

Colón (Putumayo). 3Q-2019

Centro de Generación

Chichimene (Meta). 4Q-2020

~

~

Tenemos potencial de expandir el portafolio de energías renovables de 43 MW a 181 MW

Fuente: Ecopetrol. Mapa esquemático

~173 mil

Fuente:

Dane: Encuesta Nacional de

Calidad de vida 2017.

MinMinas: Reporte de coberturas

GN 2018-IV Trimestre.

Cálculos Ecopetrol.

~31millones de colombianos cocinan con gas natural

comercios

~5.500 industrias

Programa de gasificación rural

386 municipios sin acceso al gas

~5x

Meta: 2019 - 2021

120.000 personas

2010 a 2018: 25.000 personas

Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Informe cobertura del servicio de Gas Natural 2018 − 2 Trimestre. Cálculos Ecopetrol. Mapa construcción Ecopetrol Mapa ilustrativo

GNV: 782 buses dedicados operando a gas natural y próximamente 741 más

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019*

N°

acu

mu

lad

o d

e c

on

ve

rsio

ne

s

Fuente: Informe del Sector Gas Natural 2017, Enable, información de distribuidores de gas natural. *Corte mar-19

CO

NV

ER

SIO

NE

S

Inicio en

la Costa

Atlántica

1996

Inicio en el

Interior

~300.000conversiones

~500.000 conversiones

~600.000conversiones

10 padrones

2011

Transcaribe –Cartagena

operandoTupal – Palmira2015

1 biarticulado

2018

100%

DE

DIC

AD

OS

2019

II Semestre

36 busesMetroplus y SITVA-

Medellín

Serviturismo –Manizales

201217 buses

15 buses

Metroplus y SITVA

Serviturismo Manizales

Transcaribe

Tupal – Palmira

Transmilenio

25 buses operando

410 buses operando

741Transmilenio

65 buses

281 operación

Buses Euro VI a gas de Transmilenio entrarán en operación entre jun-19 y mar-20

Evolución contenido de azufre

Fuente: Cenit Transporte. A partir de 2018-II se incluye promedio ponderado. B2: 98% fósil y 2% biodiesel. Ecopetrol suministra B2 excepto en Cartagena y Barranquilla.

El desarrollo del sector depende de todos

Esquema ilustrativo. Principales agentes de la cadena y actores del mercado