Transcripción de Teleconferencia del Tercer Trimestre de 2018

Miércoles, noviembre 14 de 2018

8:00 AM Hora Estándar del Este / 10:00 Hora Estándar de la Montaña

Ejecutivos Charle Gamba – Presidente y Director Ejecutivo Jason Bednar – Vicepresidente Financiero

Operador Buenos días y bienvenidos a la Conferencia Telefónica de Resultados Financieros de Canacol Energy del Tercer Trimestre de 2018. 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.

Conferencia telefónica del tercer trimestre de 2018

Noviembre 14 de 2018

Norte Planta Jobo

Carolina Orozco Directora de Relaciones con Inversionistas Buenos días y bienvenidos a la Conferencia Telefónica del Tercer Trimestre de 2018 de Canacol. Soy Carolina Orozco, Directora de Relaciones con Inversionistas. Estoy con el Sr. Charle Gamba, Presidente y Director Ejecutivo, y con el Sr. Jason Bednar, Vicepresidente Financiero.

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 EE. UU. Comenzaremos la presentación con nuestro Presidente y Director Ejecutivo, Sr. Charle Gamba, quien cubrirá los aspectos operacionales destacados para el tercer trimestre de 2018. El Sr. Jason Bednar, nuestro Vicepresidente Financiero, discutirá luego los aspectos financieros destacados. Tanto el Sr. Gamba como el Sr. Bednar se unen a nosotros desde Bogotá. El Sr. Gamba cerrará con la 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.

Ahora le doy la palabra al Sr. Charle Gamba, Presidente y Director Ejecutivo de Canacol Energy.

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 La producción representa la neta antes de regalías. USD Todos los montos en dólares se presentan en dólares de EE. UU. a menos que se indique otra cosa.

Charle Gamba Presidente y Director Ejecutivo

Gracias Carolina, y bienvenidos a la Conferencia Telefónica del Tercer Trimestre de 2018 de Canacol. Durante el tercer trimestre hicimos un sólido progreso hacia la ejecución y el logro de nuestro objetivo de ventas de gas para 2018, manteniendo todo el tiempo nuestro foco en el crecimiento de nuestro negocio de gas a 230 millones de pies cúbicos estándares por día en 2019. Estos esfuerzos harán que Canacol sea el productor independiente de gas natural más grande de Colombia después de Ecopetrol, compañía estatal de petróleo y gas.

Me complace reportar que para el tercer trimestre de 2018 nuestras ventas de gas y petróleo promedian 22.176 barriles de petróleo equivalente por día, un aumento del 35% en comparación con el mismo período en 2017. El tercer trimestre de 2018 marcó el cuarto trimestre consecutivo de crecimiento en las ventas de gas natural, las cuales aumentaron un 52% de 76 millones de pies cúbicos estándares por día para el tercer trimestre de 2017 a 115 millones de pies cúbicos estándares por día para el tercer trimestre de 2018. Durante el tercer trimestre de 2018 nuestra producción promedio de petróleo fue de 1.945 barriles por día.

Durante los tres meses terminados en septiembre 30 de 2018 completamos el pozo de evaluación Cañahuate-3 en nuestro bloque Esperanza, cuya perforación tomó aproximadamente cuatro semanas. Planeamos perforar el pozo de evaluación adyacente Cañahuate-2 a principios de 2019. Los dos pozos están situados en compartimentos de falla separados a cada lado del descubrimiento de exploración de Cañahuate-1 que anunciamos en mayo de 2017.

Durante los tres meses terminados en septiembre 30 de 2018, al pozo de evaluación Chirimia-1 situado en

Aspectos destacados del tercer trimestre de 2018

Agosto 3, Promigás recibió el permiso ambiental final +100 MMcf/d en capacidad de transporte disponibles en marzo de 2019

De los cuales 20 MMcf/d están disponibles en diciembre de 2018

35% de incremento en ventas trimestrales realizadas vs. el año anterior De 16.606 a 22.176 boepd

52% de incremento en ventas contractuales realizadas de gas trimestrales vs. el año anterior Cuarto incremento consecutivo en crecimiento de ventas trimestrales de

gas

De 76 a 115 MMcfpd (13.338 a 20.231 boepd)

Iniciada perforación de pozo de evaluación Cañahuate-3 situado en Esperanza Plan de perforar el adyacente Cañahuate-2 a principios de 2019

Proyección para 2018 Corporativa 22 -24.000 boepd

Gas 114 – 129 MMcf/d / Petróleo 1.700 bopd

3

nuestro bloque VIM-5 se le hicieron pruebas de producción a 15,4 millones de pies cúbicos estándares por día directamente en la línea de flujo existente que conecta todos los pozos productivos de Clarinete con Jobo.

Según se mencionó previamente en agosto, Promigás SA recibió el permiso ambiental final requerido para la expansión de su gasoducto de Jobo a Cartagena y Barranquilla. Actualmente estamos transportando aproximadamente 100 millones de pies cúbicos estándares por día a través de este gasoducto a Cartagena, y Promigas está invirtiendo aproximadamente $180 millones en este proyecto de expansión, el cual sumará 100 millones adicionales de pies cúbicos estándares por día de nueva capacidad de transporte al gasoducto existente con toda la capacidad adicional asignada a Canacol.

Promigás espera que todos los 100 millones de pies cúbicos estándares por día adicionales de capacidad estén disponibles para Canacol en marzo de 2019, con los primeros 20 millones de pies cúbicos estándares por día disponibles en diciembre 1 de 2018. Esto aumentará las ventas de gas de Canacol en aproximadamente 20 millones de pies cúbicos estándares por día a aproximadamente 140 millones de pies cúbicos estándares por día en diciembre 1 de 2018, y aumentará las ventas de gas de Canacol otros 80 millones de pies cúbicos estándares por día a aproximadamente 220 millones de pies cúbicos estándares por día en marzo de 2019, cuando todo el proyecto de expansión del gasoducto está programado para ser terminado.

Durante 2018, Canacol se transformó en una compañía de exploración y comercialización de gas natural enfocada en Colombia, mediante la enajenación de sus activos de petróleo convencional en Ecuador y Colombia por $76,4 millones. Con aproximadamente un 90% de nuestros volúmenes de ventas de gas actuales y futuros a precios bajo contratos en firme, a largo plazo, denominados en dólares de EE. UU.,

Océano Pacífico S.

Mar Caribe PASO 1 Venta de Ecuador, marzo de 2018

- $36,4 MM en recursos en efectivo PASO 2 Venta de petróleo convencional en Colombia,

septiembre de 2018 - $40 MM en efectivo, acciones + pagaré

- Compromisos por $66 MM - Reducción sustancial en GyA

PASO 2: Petróleo convencional en

Colombia

PASO 1: Petróleo convencional en

Ecuador

Canacol ahora es una compañía especializada en exploración y comercialización de gas natural,

enfocada en Colombia

Desinversión exitosa de activos de petróleo convencional

nuestro flujo de caja futuro es predecible y estable, y completamente desligado de la volatilidad de los precios mundiales del petróleo.

En septiembre 28 cerramos la venta de la mayoría de nuestros activos restantes de petróleo convencional en Colombia con Arrow Exploration Limited. La contraprestación total de $40 millones consistió en $15 millones en efectivo, $20 millones en acciones ordinarias de Arrow que representan 22,6 millones de acciones, y un pagaré de $5 millones por pagar por Arrow dentro de los cuatro meses siguientes al cierre.

La semana pasada anunciamos la distribución de 22,6 millones de acciones de Arrow Exploration a los accionistas de la Compañía. Estas acciones representan la devolución de capital valorado en $20 millones o $0,885 por Acción de Arrow recibida. La fecha efectiva de la distribución de acciones fue noviembre 6 de 2018. Mediante la devolución de capital, los accionistas registrados de Canacol recibieron 0,127 acciones de Arrow por cada acción de Canacol poseída en la fecha de registro de octubre 3 de 2018. Las acciones de Arrow se negocian en la bolsa de capital de riesgo de Toronto (TSX Venture).

Arrow actualmente está perforando el pozo de exploración Danés-1 situado en el bloque Llanos 23 y se esperan los resultados a finales de noviembre de 2018. También planea ejecutar varios acondicionamientos en pozos existentes para aumentar la producción a final del año. Los accionistas de Canacol que opten por conservar las acciones de Arrow que han recibido pueden estar en posición de realizar la potencial alza asociada con las actividades actuales y futuras de exploración y producción de Arrow.

Ahora quisiera darle la palabra al Sr. Jason Bednar, Vicepresidente Financiero de Canacol, para que presente algunos de los aspectos financieros destacados asociados con nuestros resultados del tercer trimestre de 2018. Cuando él termine, presentaré las perspectivas para lo que resta de 2018.

Jason Bednar Vicepresidente Financiero

Vicepresidente Financiero Noviembre de 2018

Gracias Charle, y gracias a todos por conectarse con nosotros hoy.

Página 6

Los aspectos financieros destacados para los tres meses terminados en septiembre 30 de 2018 incluyen el aumento de los volúmenes de ventas contractuales realizadas en un 35% a 22.176 boe por día en comparación con 16.606 boe por día para el mismo período en 2017. El aumento se debe principalmente a un aumento del 52% en las ventas contractuales realizadas de gas en Esperanza, VIM-5 y VIM-21, principalmente relacionado con la construcción terminada y la operación del gasoducto de Sabanas, parcialmente de propiedad de la Compañía. Aunque los volúmenes de gas colombianos aumentaron de un año a otro, la disminución total en los volúmenes de producción de petróleo crudo durante los tres y nueve meses terminados en septiembre de 2018, en comparación con los mismos períodos en 2017, se debe principalmente a la venta por la Compañía de su participación en la inversión en el CPI de Ecuador en febrero 15 de 2018. A septiembre 30 de 2018, la Compañía también ha vendido la mayoría de sus activos de petróleo en Colombia, con la excepción de su participación en el bloque Rancho Hermoso y su portafolio de petróleo no convencional, a Arrow Exploration por una contraprestación total de $40 millones. Los ingresos totales de petróleo y gas natural, incluyendo Ecuador en lo aplicable, para los tres meses terminados en septiembre 30 de 2018, aumentaron un 37% a $59,1 millones en comparación con $43,3 millones para el mismo período en 2017.

Ventas contractuales realizadas Ingresos de petróleo y gas natural ajustados en boepd USD $ en MM, netos de regalías

Trimestre 3 de 2017 Trimestre 3 de 2018 Trimestre 3 de 2017 Trimestre 3 de 2018

Gas de Colombia

Petróleo de Colombia

Petróleo a tarifa de Ecuador

Aspectos financieros destacados del tercer trimestre de 2018

Página 7

Los fondos ajustados provenientes de las operaciones aumentaron en un 40% a $26,4 millones para los tres meses terminados en septiembre 30 de 2018 en comparación con $18,9 millones para el mismo período en 2017. Los fondos ajustados provenientes de las operaciones incluyen los resultados del CPI de Ecuador.

En el mismo período, el efectivo proveniente de las operaciones aumentó en un 212% de $11,8 millones a $36,8 millones.

En total, la Compañía registró una ganancia corporativa neta por boe de $22,04 para los tres meses terminados en septiembre 30 de 2018.

Fondos ajustados provenientes de las operaciones US $ en MM

Ganancia corporativa neta de gas y petróleo en el tercer trimestre de 2018 USD $ / BOE

Flujo de caja sólido

Trimestre 3 Trimestre 3 Ingresos Regalías Gastos Ganancia de 2017 de 2018 Producción Transporte operacional neta

Página 8

El tercer trimestre de 2018 marcó el cuarto trimestre consecutivo de crecimiento en la producción de gas natural. Las ventas de gas aumentaron en un 52% de 76 millones de pies cúbicos por día para el tercer trimestre de 2017 a 150 millones de pies cúbicos por día para el tercer trimestre de 2018. Según lo indicado por Charle, continuamos trabajando diligentemente hacia nuestra próxima meta de 230 millones de pies cúbicos estándares por día de ventas de gas para marzo de 2019, para el logro de lo cual la Compañía está totalmente financiada. Durante los tres meses terminados en septiembre 30 de 2018, el precio de venta del crecimiento promediado de gas natural fue de $5,32. El precio de venta promedio, neto de transporte, el cual es en el que la compañía se enfoca, fue de $4,80 por Mcf durante el mismo período. Esta cifra fue mayor que la proyección previa de la Compañía de $4,75 por Mcf.

Según lo previamente indicado, el aumento en los gastos de transporte no tiene importancia pues sencillamente significa que la Compañía suscribió más contratos para entrega en Cartagena en oposición a que el comprador que tome posesión del gas en las puertas de la planta de Jobo. Esto por supuesto se evidencia nuevamente con el precio del gas siendo de $4,80 neto de transporte.

Las regalías de gas de $0,60 representaron una regalía de 12,5%, consistente con trimestres previos, y los gastos totales de producción de gas natural para el tercer trimestre fueron de $0,40 por Mcf, por debajo de $0,42 en el segundo trimestre, ambos siendo inferiores a la proyección media de $0,40 dada en teleconferencias anteriores.

4 trimestres consecutivos de crecimiento en la producción…

Ventas contractuales realizadas de gas natural de Canacol En MMcf/d

Ganancia neta de gas del tercer trimestre de 2018 US $ / MCF

Trimestre 3 Trimestre 4 Trimestre 1 Trimestre 2 Trimestre 3 de 2017 de 2017 de 2018 de 2018 de 2018

Precio bruto Ganancia (-) transporte Gastos operacional (=) precio neto Regalías Operativos neta

Página 9

Los gastos de capital en los tres meses terminados en septiembre 30 de 2018 están relacionados principalmente con el costo de construcción de la planta de gas Jobo-3, la perforación de Cañahuate-3 y la preperforación de Cañahuate-2 y, por último, el costo de instalaciones en Esperanza y VIM-5.

La expansión de la planta de gas Jobo-3 facilitará hasta 330 millones de pies cúbicos por día de producción, lo cual permitirá capacidad excedente y crecimiento futuro por encima de la producción esperada de la Compañía de 230 millones de pies cúbicos por día cuando el nuevo gasoducto de Promigás esté terminado en marzo de 2019.

Para los tres meses terminados en septiembre 30 de 2018:

Costos de planta de gas Jobo 3

Perforación de Cañahuate-3 y preperforación de Cañahuate-2

Costos de instalaciones en Esperanza y VIM-5

Gastos de capital ajustados del tercer trimestre de 2018 ______________________________________________________________________________

US $ en MM

Aspectos destacados del capital en el tercer trimestre de 2018

Instalaciones, acondicionamientos + infraestructura, $6,4 MM

Costos no en efectivo + ajustes, $1,9 MM

Tierra, sísmica, comunidades + otros, $4,0 MM

Perforación y completamientos,

$6,3 MM

Página 10

Los GyA por boe disminuyeron un 12% en los nueve meses terminados en septiembre 30 de 2018, en comparación con el mismo período en 2017. La disminución en los GyA por boe es en gran medida resultado de la creciente producción de gas. Se espera que los GyA por boe disminuyan aún más en tanto la base de producción de la Compañía crezca en 2019 y más en 2020. A septiembre 30 de 2018, la Compañía tenía $5,4 millones de efectivo restringido relacionado en su mayoría con compromisos de trabajo con la ANH, y $53,5 millones de efectivo libre de compromisos. La Compañía terminó el trimestre con un superávit de capital de trabajo muy saludable de $65,7 millones.

Tal vez otros temas para señalar.

Durante el primer trimestre de 2018, la Compañía vendió sus acciones restantes de InterOil por $1,9 millones, lo cual resultó en una ganancia en efectivo realizada total de $3,8 millones sobre las inversiones originales de la Compañía de $3,2 millones. Durante el segundo trimestre de 2018, la Compañía vendió su inversión en una compañía de generación de energía por $12,4 millones. Estos recursos se han venido recibiendo en forma mensual y continuarán siendo recibidos hasta julio de 2019. Según lo mencionado antes, la venta de la mayoría de nuestros activos de petróleo convencional colombiano se cerró a finales de septiembre. Entonces recibimos aproximadamente $50 millones en efectivo, un pagaré de $5 millones con vencimiento en cuatro meses, y $20 millones en acciones ordinarias de Arrow. Esto totalizó aproximadamente 22,6 millones de acciones de Arrow. Este monto fue recientemente distribuido a nuestros accionistas a través de una devolución de capital.

Reducción de GyA + Amplia Liquidez

Reducción de GyA ___________________________________________________________________

US $ por boe

Instantánea de liquidez del tercer trimestre de 2018 _________________________________________________________________________

US $ en MM

9 m

ese

s te

rmin

ado

s e

n 9

/30

Efectivo Efectivo Superávit de capital

restringido de trabajo

En este punto, le devuelvo la palabra a Charle para cerrar con la estrategia y la perspectiva para lo que resta de 2018. Gracias a todos.

Charle Gracias Jason.

Presidente y Director Ejecutivo

Noviembre de 2018

Para lo que resta de 2018, continuamos enfocados en lograr 230 millones de pies cúbicos estándares por día de capacidad productiva debido a la expansión de las instalaciones de procesamiento de gas de Jobo y la conexión de los pozos de producción Pandereta‐1, 2, 3, Cañahuate‐1 y Canahuate‐3. Hemos completado la descongestión de la línea de flujo de Pandereta a Jobo en octubre de 2018, y actualmente estamos completando la línea de flujo de Pandereta a Jobo para conectar los pozos Pandereta 1, 2 y 3 con la instalación de procesamiento. La expansión de la instalación de procesamiento de gas de Jobo está progresando según lo planeado, y añadirá otros 130 millones de pies cúbicos estándares por día de capacidad a la instalación para llevar la capacidad total de procesamiento a 330 millones de pies cúbicos estándares por día.

Promigás espera que todos los 100 millones de pies cúbicos estándares por día adicionales de capacidad estén disponibles en marzo de 2019, con los primeros 20 millones de pies cúbicos estándares por día disponibles en diciembre 1 de 2018. Esto aumentará nuestras ventas de gas en aproximadamente 20 millones de pies cúbicos estándares por día a aproximadamente 140 millones de pies cúbicos estándares por día en diciembre 1 de 2018, y aumentará nuestras ventas de gas otros 80 millones de pies cúbicos estándares por día a aproximadamente 220 millones de pies cúbicos estándares por día en marzo 2019 cuando está previsto que culmine el proyecto completo de expansión del gasoducto.

Según se anunció previamente, esperamos que las ventas contractuales realizadas proyectadas de gas y petróleo, las cuales incluyen el tiempo de inactividad contractual de gas para 2018, promedien entre 22.000 y 24.000 barriles de petróleo equivalente por día, lo cual incluye 114 millones a 129 millones de pies cúbicos estándares por día de gas respectivamente, y aproximadamente 1.700 barriles de petróleo por día de producción de petróleo anualizada. Nuestra proyección de producción continúa en línea con nuestra proyección de caso base original que asumió la demora en el oleoducto de Promigás para principios de 2019. La Compañía ha contratado una torre de perforación e iniciará la perforación del primero de un programa

Estrategia y Perspectiva para 2018

Producción de gas natural + proyección de Canacol En MMcf/d

1. Lograr 230 MMscfpd de capacidad productiva 2. Conectar descubrimientos de los últimos 12 meses 3. Expandir las instalaciones de procesamiento de gas en

Jobo +130 → 330 MMscfpd de capacidad total de

procesamiento

4. Promigás espera +100 MMscfpd de capacidad +20 MMscfpd en diciembre de 2018 +80 MMscfpd en marzo de 2019

5. Perforar el pozo de desarrollo Nelson-13 1 de 9 pozos de exploración y desarrollo de gas

planeados a partir de mediados de diciembre de 2018

+47% de crecimiento Crecimiento consistente desde el tercer trimestre de 2017 hasta el tercer trimestre de 2018

2018 A partir de estim. mar. 2019

2 Trim. 3 Trim. 4 Trim. 1 Trim. 2 Trim. 3 Trim. 2017 2017 2017 2018 2018 2018

de nueve pozos planeados de exploración y desarrollo de gas a mediados de diciembre 2018 con un pozo de desarrollo Nelson-13.

Desde que nuestro paso al gas en diciembre de 2012, nuestros programas de perforación de exploración han resultado en más de 465 mil millones de pies cúbicos de nuevas reservas 2P de 12 pozos de exploración exitosos, lo cual representa una tasa de éxito en exploración comercial líder en la industria del 80%, la más alta de cualquier operador de petróleo y gas en Colombia. Estos volúmenes representan un retorno de crecimiento anual compuesto de 40% en las reservas 2P de gas natural desde el inicio. Con el éxito en reservas de producción de gas, el equipo de la alta dirección de Canacol ha acertado en convertir estos logros en dólares. Con base en los estimados de proyecto actuales, cuando Canacol venda exitosamente una adición de 100 millones de pies cúbicos estándares por día en 2019, nuestro socio en el gasoducto, Promigás, y Canacol podrían haber entregado, a través de más 440 kilómetros de gasoducto, una producción 14 veces mayor desde la adquisición de nuestra plataforma de gas en 2012.

Con la esperada terminación de la expansión del gasoducto de Promigás, tenemos como objetivo volúmenes de ventas contractuales realizadas de hasta 230 millones de pies cúbicos estándares por día. Estos volúmenes representan un 89% de crecimiento interanual en ventas versus el punto medio de nuestra proyección de ventas de gas natural para 2018. Hemos demostrado consistencia en el logro de crecimiento de la producción en los últimos cuatro trimestres, y esperamos que esta tendencia continúe en lo que resta del año, y en 2019, cuando estaremos proveyendo aproximadamente un cuarto de la demanda de gas natural de Colombia.

El permiso ambiental de agosto 3 permitió a Canacol añadir +100 MMcf/d en 2019

Dic. de 2012 +18 MMcfd Adquisición de Shona Energy

gasoducto de 80 km → mina de níquel de Cerromatoso

Jun. de 2016 +65 MMcf → 83 MMcfd

Gasoducto de 190 km financiado por Promigás

Dic. de 2017 +40-47 MMcfd → 123-130 MMcfd

Línea de 82 km de Jobo → Bremen financiada con recursos privados

123 MMcf/d de capacidad actual

130 MMcf/d de capacidad en dic. de 2018

Mar. de 2019 +100 MMcfd → 230 MMcfd

Expansión financiada por Promigás

70 km Jobo → Sincelejo 100 km Cartagena → B/quilla

2021 +100 MMcfd → 330 MMcfd Gasoducto potencial a

Barranquilla o Medellín

10 km

Bloques de gas de Canacol

Expansión de gasoducto

Gasoductos existentes A Medellín

Estación de Jobo

Carolina Orozco Gracias por participar en la conferencia telefónica del tercer trimestre de Canacol. Por favor, únanse nuevamente en marzo para nuestra conferencia telefónica de fin de año. Tengan un muy buen día. Operador La conferencia ha concluido. Gracias por asistir a la presentación de hoy. Pueden desconectarse ahora.