Canacol Energy Ltd. Reporta un Incremento del 86% en sus

Canacol Energy Ltd. Reporta un Incremento del 86% en sus Reservas 2P,
la Radicación de los Resultados Financieros para el Año Fiscal 2015 y el
Informe Anual de Información y una Actualización sobre el Pozo
Clarinete-2ST
CALGARY, ALBERTA – (Septiembre 23, 2015) – Canacol Energy Ltd. (“Canacol” o la “Corporación”) (TSX:CNE; OTCQX:CNNEF;
BVC:CNEC) se complace en reportar sus reservas y resultados financieros para el año terminado el 30 de junio del 2015. En
dólares de Estados Unidos, salvo que se indique otra cosa.
Charle Gamba, Presidente y CEO de la Corporación, comentó: “A pesar de que el año fiscal 2015 probó ser un año exigente
desde el punto de vista de los precios mundiales del petróleo, la Corporación logró aumentar las reservas probadas más
probables y volúmenes equivalentes, tener crecimiento el producción, refinanció la facilidad crediticia para posponer el
pago hasta el año calendario 2017 y redujo los gastos operacionales y de transporte para mantener una ganancia
operacional lo más alta posible. Así mismo, tengo el placer de anunciar que después de algunos problemas mecánicos
relacionados con la perforación, el pozo de evaluación Clarinete-2St encontró 127 pies de espesor neto contenedor de gas en
la principal formación objetivo Ciénaga de Oro, confirmando un importante descubrimiento de gas en Clarinete.
Con respecto a las reservas, la Corporación aumentó las reservas probadas más probables y volúmenes equivalentes con
corte a junio 30 de 2015 a 79.9 millones de barriles de crudo equivalente (“boe”), con un VPN-10 antes de impuestos de $1.23
billones, un aumento del 86% en reservas y del 38% en su valor año a año. La Corporación ahora tiene el más largo índice de
vida de reservas de cualquier productor en Colombia.
La producción promedio para el año fiscal 2015 de la Corporación creció a 11,504 boe por día (“boepd”), un aumento de un
9% año a año, a pesar del bajo nivel de inversión de capital relacionada con actividades de perforación. La producción para el
cuarto trimestre del año fiscal 2015 fue de 9,961 boepd, con un 57% de la producción proveniente de las propiedades de
Esperanza y Ecuador, las cuales no tienen precios sujetos a los precios mundiales del petróleo.
En Abril del 2015, un Nuevo Crédito Senior Garantizado sindicado por BNP por $200 millones reemplazó el Crédito
Garantizado a Término del CS, con “convenants” menos restrictivos y con el primero de ocho pagos de capital a partir de
diciembre 31 del 2017, liberando fondos que pueden ser utilizados para invertir en crecer nuestro negocio de producción de
gas. Con corte al 30 de junio del 2015, la Corporación tenía un superávit de capital de trabajo de $62.9 millones (de estos
$45.8 millones corresponden a efectivo no restringido), y además $61.8 millones en efectivo restringido. Adicionalmente,
con corte al 30 de junio del 2015, la Corporación tenía disponibles $25 millones adicionales en las Notas Senior de Apollo, los
cuales pueden ser utilizados en cualquier momento hasta abril del 2016, a exclusivo criterio de la Corporación, sujeto a
ciertas condiciones.
Para el año fiscal 2015, la Corporación redujo los gastos operacionales y de transporte en un 22% a $13.84/boe comparado
con el año fiscal 2014. El gasto operacional y de transporte para el cuarto trimestre del año fiscal 2015 fue de $9.18/boe.
En la parte de financiación, a principios de septiembre del 2015 Canacol anunció una colocación privada con Cavengas
Holding S.R.L. por $79 millones de dólares canadienses (aproximadamente $60 millones de dólares americanos), la cual
permitirá tanto un pago parcial de la deuda, como la habilidad de mantener un programa de inversión de capital flexible a
medida que la Corporación continúe enfocándose en el desarrollo de su importante portafolio de gas natural.
Para el restante año calendario 2015, la Corporación continúa enfocada en dos proyectos: adicionar 65 millones de pies
cúbicos estándar (“MMscf”) (11,400 boepd) de producción de gas adicional en diciembre del 2015 a través de nuevos
contratos de venta, y desarrollar el descubrimiento de gas Clarinete a través de la perforación de dos pozos de evaluación
con el fin de llevar el descubrimiento a producción comercial. El primer pozo de evaluación, Clarinete-2ST, encontró 127 pies
de espesor neto contenedor de gas, un espesor similar al encontrado en el descubrimiento Clarinete-1 el cual probó 44
MMscf por día (“MMscfpd”) provenientes de dos intervalos, confirmando un importante descubrimiento de gas en nuestro
bloque operado VIM-5, en el cual tenemos una participación del 100%.
En resumen, durante el año fiscal 2015 la Corporación logró aumentar reservas, crecer producción, posponer el pago de la
deuda para liberar fondos para reinvertir en crecimiento de producción de gas y reducir los gastos operacionales y de
transporte para maximizar la ganancia operacional “netbacks”, ubicando a la Corporación sobre una base sólida para el año
fiscal 2016. Con una tasa de salida esperada para el año calendario 2015 de más de 20,000 boepd, siendo la mayoría gas
natural y producción a tarifa de Ecuador, y con un desarrollo importante en nuestro descubrimiento de gas Clarinete con los
resultados de nuestro programa de perforación de evaluación, el año calendario 2016 deberá ser un año interesante para
Canacol a medida que continuemos desligándonos del petróleo en un posible escenario de largo plazo de bajos precios del
petróleo.”
Reservas más Volúmenes Equivalentes
Reservas más volúmenes equivalentes (Participación de Canacol antes de regalías)
(Mboe)
Probadas
Probadas más probables
Reservas más volúmenes equivalentes (VPN-10 antes de impuestos) (US$ millones)
Probadas
Probadas más probables
Junio 30,
2015
51,468
79,853
810.2
1,227.1
Junio 30,
2014
Variación
31,829
42,984
542.4
886.7
62%
86%
49%
38%
Perspectiva
El año calendario 2015 ha sido un año de transformación para Canacol desde el punto de vista financiero y operacional.
Operacionalmente, al igual que las otras compañías, Canacol inició el año calendario 2015 fuertemente apalancada a los
precios mundiales del petróleo. Para el trimestre terminado el 30 de junio del 2015, al continuar comercializando su creciente
producción de gas y por su éxito en Ecuador, ahora el 57% de los ingresos de la Corporación no están sujetos a los precios
mundiales del petróleo. Para el restante año calendario 2015 y hacia el 2016, Canacol está enfocada en monetizar aún más su
importante posición de gas en la cuenta del Magdalena Inferior en Colombia. Para este fin:

El 13 de julio del 2015, la Corporación anunció que la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales aprobó el permiso
ambiental que le permite a Promigas S.A. E.S.P. iniciar la construcción necesaria para aumentar la capacidad del
gasoducto existente de Jobo a Cartagena. Esta ampliación le permite a Canacol aumentar la producción neta de gas
en 65 MMscfpd adicionales (11,400 boepd) a partir del 1 de diciembre del 2015. Una vez terminada la ampliación de
este gasoducto, estimada para antes del 1 de diciembre del 2015, la capacidad de transporte neta de gas natural de
la Corporación aumentará a aproximadamente 83 MMscfpd (14,500 boepd).

En junio del 2015, la Corporación le adjudicó a Promisol un contrato para ampliar la capacidad de las facilidades de
procesamiento de gas existentes ubicadas en Jobo, desde su capacidad actual de 50 MMscfpd a 140 MMscfpd. Se
estima que esta ampliación esté terminada a principios de noviembre del 2015. Así mismo, la Corporación está
terminando la unión del pozo Clarinete-1 a las facilidades de procesamiento en Jobo, a través de una línea de flujo
de 12 km, lo cual está programado para estar terminado a finales de septiembre del 2015.

Tal y como se anunció, el 10 de agosto del 2015, la Corporación inició la perforación de Clarinete-2, a 1.5 km de
distancia del original pozo descubridor Clarinete-1. Una vez realizada la perforación desviada -“sidetracking”- del
pozo Clarinete-2 en las lutitas someras debido a problemas mecánicos durante la perforación, el pozo Clarinete-2ST
llegó exitosamente a profundidad total y encontró 127 pies de espesor neto contenedor de gas y dos zonas
productoras de gas.
Canacol continua con su exitoso enfoque de reducción de costos en el bloque de crudo liviano LLA-23, en donde los costos
operacionales se han reducido de $19.17/bbl a $12.59/bbl durante los tres meses terminados el 30 de junio del 2015, y se
estima que continúen disminuyendo como resultado de la reciente centralización de las facilidades de procesamiento
instaladas en LLA-23.
Dada la actual relativa volatilidad en los precios mundiales del petróleo, la Corporación monitoreará los cambios que se
presenten y tiene la flexibilidad para ajustar sus gastos de capital a medida que se requiera. Sin embargo, actualmente no se
tiene planeada ninguna perforación de exploración durante el año calendario 2015, y no se tienen planeadas mayores
inversiones de capital en otros bloques petroleros Colombianos.
A medida que los proyectos de gas natural mencionados anteriormente continúen con los cronogramas inicialmente
planeados, y con la expectativa de iniciar el nuevo año calendario 2016 con 65 MMscfpd de producción de gas adicional
(11,400 boepd), Canacol se complace en anunciar el cambio de su año fiscal al 31 de diciembre.
Aspectos a destacar para el cuarto trimestre del año fiscal 2015 y para el año fiscal 2015
(en miles de dólares de los Estados Unidos, a excepción de decirse lo contrario; la producción se expresa como participación en la explotación antes de
regalías)
Aspectos financieros, operacionales y de reservas a destacar de la Corporación incluyen:

Las reservas probadas y volúmenes equivalentes totales aumentaron un 62% a 51.5 millones boe al 30 de junio del
2015 comparado con 31.8 millones boe al 30 de junio del 2014, y las reservas probadas más probables y volúmenes
equivalentes totales aumentaron un 86% a 79.9 millones boe al 30 de junio del 2015 comparado con 43.0 millones
boe al 30 de junio del 2014.

El VPN-10 total antes de impuestos de las reservas probadas y volúmenes equivalentes aumentó un 49% a $810.2
millones al 30 de junio del 2015 comparado con $542.4 millones al 30 de junio del 2014, y el VPN-10 total antes de
impuestos de las reservas probadas más probables y volúmenes equivalentes aumentó un 38% a $1.23 billones al 30
de junio del 2015 comparado con $886.7 millones al 30 de junio del 2014.

Los volúmenes de venta promedio disminuyeron un 17% a 10,256 boepd para el cuarto trimestre del año fiscal 2015
frente a 12,323 boepd para el periodo comparable. Los volúmenes de venta promedio aumentaron un 10% a 11,522
boepd para el año fiscal 2015 frente a 10,470 boepd para el periodo comparable.

Los volúmenes de producción promedio diaria disminuyeron un 18% a 9,961 boepd para el cuarto trimestre del año
fiscal 2015 frente a 12,212 boepd para el periodo comparable. Los volúmenes de producción promedio diaria
aumentaron un 9% a 11,504 boepd para el año fiscal 2015 frente a 10,577 boepd para el periodo comparable.

Los ingresos por petróleo y gas natural disminuyeron un 56% a $27.3 millones para el cuarto trimestre del año fiscal
2015 frente a $61.7 millones para el periodo comparable. Los ingresos por petróleo y gas natural disminuyeron un
28% a $149.0 millones para el año fiscal 2015 frente a $207.8 millones para el periodo comparable. Los ingresos
ajustados por petróleo y gas natural, incluidos los ingresos relacionados con el Contrato de Producción Incremental
de Ecuador (el “CPI de Ecuador”) (ver reporte de Gestión y Análisis de la Gerencia) disminuyeron un 51% a $33.9
millones para el cuarto trimestre del año fiscal 2015 frente a $69.0 millones para el periodo comparable. Los
ingresos ajustados por petróleo y gas natural disminuyeron un 23% a $177.9 millones para el año fiscal 2015 frente a
$230.9 millones para el periodo comparable.

La ganancia operacional “netback” promedio corporativa disminuyó un 40% a $26.68/boe para el cuarto trimestre
del año fiscal 2015 frente a $44.70/boe para el periodo comparable. La ganancia operacional “netback” promedio
corporativa disminuyó un 33% a $28.05/boe para el año fiscal 2015 frente a $41.85/boe para el periodo comparable.
La ganancia operacional “netback” corporativa incluye los resultados del CPI de Ecuador.

Los fondos ajustados provenientes de operaciones disminuyeron un 32% a $16.4 millones para el cuarto trimestre
del año fiscal 2015 frente a $24.0 millones para el periodo comparable. Los fondos ajustados provenientes de
operaciones disminuyeron un 12% a $87.4 millones para el año fiscal 2015 frente a $98.9 millones para el periodo
comparable.

La Corporación registró una pérdida neta de $58.5 millones para el cuarto trimestre del año fiscal 2015 frente a una
pérdida neta de $2.1 millones para el periodo comparable. La pérdida neta durante el cuarto trimestre del año fiscal
2015 es atribuible a un ajuste no en efectivo en el valor de los activos relacionados con los campos Rancho
Hermoso, Capella, Santa Isabel y VMM-2 de $44.7 millones, un gasto diferido de impuestos no en efectivo por la
devaluación del peso Colombiano frente al dólar de los Estados Unidos por $29.7 millones y un gasto por
depreciación no en efectivo por $12.7 millones. El ajuste en el valor de los activos está relacionado con la
disminución en las reservas y los volúmenes equivalentes a junio 30 del 2015 y no afecta ninguna de los otras
propiedades de petróleo y gas de la Corporación, en la cuales no se realizaron ajustes. La Corporación registró una
pérdida neta de $106 millones para el año fiscal 2015 frente a una pérdida neta de $9.9 millones para el periodo
comparable. La pérdida neta durante el año fiscal 2015 es atribuible a un ajuste no en efectivo en el valor de los
activos relacionada con los campos Rancho Hermoso, Capella, Santa Isabel y VMM-2 de $72.1 millones, un gasto
diferido de impuestos no en efectivo por la devaluación del peso Colombiano frente al dólar de los Estados Unidos
por $43.2 millones y un gasto de depreciación no en efectivo por $61.3 millones. El ajuste en el valor de los activos
está relacionado con la disminución en las reservas y los volúmenes equivalentes a junio 30 del 2015 y no afecta
ninguna de los otras propiedades de petróleo y gas de la Corporación, en la cuales no se realizaron ajustes.

Los gastos de capital “capex” durante el cuarto trimestre del año fiscal 2015 y el año fiscal 2015 fueron $28.9
millones y $217.3 millones, respectivamente, mientras que los gastos ajustados de capital “capex”, incluyendo los
valores relacionados con el CPI de Ecuador, fueron $30.9 millones y $243.1 millones, respectivamente. Dentro de los
gastos de capital “capex” del año fiscal 2015 se incluyen costos de adquisición por $75.6 millones relacionados con
la adquisición de los contratos de E&P VIM-5 y VIM-19 y el aumento en la participación de la Corporación en los
bloques COR-4 y COR-12.

A junio 30 del 2015, la Corporación tenía $45.8 millones en efectivo y equivalentes a efectivo y $61.8 millones en
efectivo restringido.
Financieros
Tres meses terminados en Junio 30,
2015
2014
Variación
Año terminado en Junio 30,
2015
2014
Variación
Ingresos por petróleo y gas natural, netos de regalías
Ingresos ajustados por petróleo y gas natural, netos de regalías,
incluidos los ingresos relacionados con el CPI de Ecuador (2)
27,297
61,744
(56%)
149,047
207,787
(28%)
33,892
68,975
(51%)
177,937
230,903
(23%)
Efectivo aportado por (usado en) actividades operativas
Por acción – básico ($)
Por acción – diluido ($)
(10,905)
(0.09)
(0.09)
n/a
n/a
n/a
64,445
0.58
0.58
77,944
0.87
0.86
(17%)
(33%)
(33%)
(32%)
(44%)
(42%)
87,395
0.79
0.78
98,915
1.10
1.09
(12%)
(28%)
(28%)
(106,022)
(0.96)
(0.96)
9,937
0.11
0.11
n/a
n/a
n/a
Fondos ajustados provenientes de las operaciones (1) (2)
Por acción – básico ($)
Por acción – diluido ($)
Ingreso neto (pérdida)
Por acción – básico ($)
Por acción – diluido ($)
Gastos de capital, netos, incluidas adquisiciones
Gastos de capital ajustados, netos, incluidos adquisiciones y
gastos de capital relacionados con el CPI de Ecuador (1)(2)
16,359
0.14
0.14
(58,524)
(0.50)
(0.50)
8,715
0.09
0.09
23,995
0.25
0.24
(2,070)
(0.02)
(0.02)
>999%
>999%
>999%
28,935
77,093
(62%)
217,342
153,165
42%
30,893
87,584
(65%)
243,108
188,109
29%
Junio 30,
2015
Efectivo y equivalentes de efectivo
Efectivo restringido
Superávit de capital de trabajo, excluyendo la porción
corriente de deuda con bancos y conceptos distintos a
efectivo(1)
Deuda con bancos a corto y largo plazo
Total activos
Acciones ordinarias, final del período (000s)
Operativos
Tres meses terminados en Junio 30,
2015
2014
Cambio
Junio 30,
2014
Variación
45,765
61,772
163,729
66,827
(72%)
(8%)
62,883
267,023
669,742
159,117
210,688
756,587
(60%)
27%
(11%)
126,434
107,736
17%
Año terminado en Junio 30,
2015
2014
Cambio
Producción de petróleo y gas natural, antes de regalías
(boepd)
Petróleo (3)
Gas natural
Total (2)
6,007
3,954
9,961
9,271
2,941
12,212
(35%)
34%
(18%)
7,999
3,505
11,504
7,652
2,925
10,577
5%
20%
9%
Ventas de petróleo y gas natural, antes de regalías (boepd)
Petróleo (3)
Gas natural
Total (2)
6,192
4,064
10,256
9,386
2,937
12,323
(34%)
38%
(17%)
8,010
3,512
11,522
7,577
2,893
10,470
6%
21%
10%
Precios realizados de venta ($/boe)
LLA-23 (petróleo)
Esperanza (gas natural)
Ecuador (petróleo a tarifa) (2)
Total (2)
49.96
26.65
38.54
38.76
92.39
23.21
38.54
66.92
(46%)
15%
(42%)
59.91
25.04
38.54
45.76
90.29
26.49
38.54
65.10
(34%)
(5%)
(30%)
Ganancia operacional neta ($/boe) (1)
LLA-23 (petróleo)
Esperanza (gas natural)
Ecuador (petróleo a tarifa) (2)
Total (2)
30.06
22.41
38.54
26.68
67.37
18.32
38.54
44.70
(55%)
22%
(40%)
34.91
20.62
38.54
28.05
65.30
21.95
38.54
41.85
(47%)
(6%)
(33%)
(1) Medida que no está en las NIIF. Ver la sección “Medidas que no están en las NIIF” en el Reporte de Discusión y Análisis de la Gerencia “MD&A”.
(2) Incluye montos relacionados con el CPI de Ecuador. Ver la sección “Medidas que no están en las NIIF” en el Reporte de Discusión y Análisis de la Gerencia
“MD&A”.
(3) Incluye producción y ventas de petróleo a tarifa en relación con el CPI de Ecuador.
Resultados de Clarinete -2ST (Contrato E&P VIM-5, 100% operado por CNE Oil & Gas SAS)
El 2 de Agosto del 2015 se inició la perforación del pozo Clarinete-2, que hace parte del programa de evaluación de Clarinete,
en el cual el 31 de agosto del 2015 se debió realizar una perforación desviada “sidetrack” después de quedar mecánicamente
pegado en las lutitas someras de la formación Porquero a una profundidad de aproximadamente 4,300 pies, sin haber
llegado al reservorio objetivo Ciénaga de Oro a 5,967 pies. El 16 de septiembre del 2015, el pozo Clariente2-ST llegó a una
profundidad total de 7,842 pies. El pozo encontró 127 pies de espesor potencial total neto contenedor de gas con una
porosidad promedio del 23% en los mismos dos reservorios principales en las arenas Ciénaga de Oro que probaron una tasa
combinada de aproximadamente 44 millones de pies cúbicos estándar por día en el pozo descubridor Clarinete-1.
Actualmente, la Corporación se encuentra revistiendo el pozo y planea realizar pruebas de producción durante la siguiente
semana. Una vez terminadas las pruebas de producción del pozo Clarinete-2ST el taladro será movilizado para perforar el
pozo Oboe-1 ubicado aproximadamente tres kilómetros al norte del pozo descubridor Clarinete-1. Se estima iniciar la
perforación del pozo Oboe-1 a finales de octubre del 2015 y se tomará aproximadamente de cinco a seis semanas para ser
perforado y probado.
*
*
*
La Compañía ha radicado ante las autoridades reguladoras de valores de Canadá sus estados financieros consolidados
auditados y el correspondiente documento de Discusión y Análisis de la Administración y la Forma Anual de Información
para y al 30 de junio del 2015. Estas radicaciones están disponibles para revisión en SEDAR en www.sedar.com.
Canacol es una compañía de exploración y producción con operaciones enfocadas en Colombia y Ecuador. La acción
ordinaria de la Compañía se negocia en la Bolsa de Valores de Toronto, la OTCQX en Estados Unidos de América, y la Bolsa
de Valores de Colombia bajo los símbolos CNE, CNNEF y CNEC, respectivamente.
Este comunicado de noticias contiene ciertos planteamientos de proyecciones a futuro, conforme a la definición de la ley bursátil aplicable. Los
planteamientos de proyecciones a futuro con frecuencia se caracterizan por tener palabras tales como "planear", "esperar", "proyectar",
"pretender", "creer", "anticipar", "estimar" y otras palabras similares, o planteamientos sobre que ciertos eventos o condiciones “pueden
ocurrir” u “ocurrirán”, incluidos, sin limitación, planteamientos relacionados con tasas estimadas de producción de las propiedades de la
Compañía y programas de trabajo planeados y sus respectivos cronogramas. Los planteamientos con proyecciones a futuro se basan en las
opiniones y los estimados de la administración a la fecha en que se hacen los planteamientos y están sujetos a una variedad de riesgos e
incertidumbres y otros factores que pueden hacer que los eventos o resultados reales difieran sustancialmente de aquellos proyectados en los
planteamientos con proyecciones a futuro. La Compañía no puede asegurar que los resultados reales serán consistentes con estos
planteamientos de proyecciones a futuro. Los mismos se hacen a la fecha del presente y están sujetos a cambios, y la Compañía no asume la
obligación de revisarlos ni de actualizarlos para reflejar nuevas circunstancias, salvo cuando la ley lo exija. La información y la orientación que se
dan en el presente reemplazan y sustituyen toda información con proyección a futuro que se haya dado en una revelación previa. Los
potenciales inversionistas no deben tener una confianza indebida en los planteamientos con proyecciones a futuro. Estos factores incluyen los
riesgos inherentes involucrados en la exploración y el desarrollo de propiedades de petróleo crudo y gas natural, las incertidumbres involucradas
en la interpretación de resultados de perforación y otros datos geológicos y geofísicos, la fluctuación de los precios de la energía, la posibilidad
de mayores costos, o costos o demoras no previstos y otras incertidumbres relacionadas con la industria del petróleo y el gas. Otros factores de
riesgo incluyen los riesgos relacionados con la negociación con gobiernos extranjeros, así como el riesgo de país relacionado con la realización
de actividades internacionales, y otros factores, varios de los cuales están más allá del control de la Compañía. Otros riesgos están descritos más
en detalle en el más reciente Informe de Discusión y Análisis de la Administración de la Compañía (“MD&A”), el cual se incorpora al presente por
referencia y está radicado en SEDAR en www.sedar.com. Las cifras de producción promedio para un período dado se obtienen usando promedio
aritmético de datos históricos fluctuantes de producción para todo el período indicado y, de acuerdo con ello, no representan una tasa constante
de producción para dicho período y no son un indicador del desempeño futuro de producción. La información detallada con respecto a la
producción mensual en los campos en los que opera la Compañía en Colombia es suministrada por la Compañía al Ministerio de Minas y Energía
de Colombia y es publicada por el Ministerio en su página de internet; un enlace directo con esta información se proporciona en la página de
internet de la Compañía. Las referencias a producción “neta” aluden a la producción de la participación de la Compañía antes de regalías.
Uso de medidas financieras que no están en las NIIF – Debido a la naturaleza del método de participación que la Compañía aplica a su
participación en el CPI de Ecuador conforme a la NIIF 11, la Compañía no registra su participación proporcional de ingresos y gastos como sería
lo usual en los acuerdos de participación conjunta en petróleo y gas. La administración ha presentado medidas adicionales de ingresos y gastos
ajustados, las cuales incluyen el CPI de Ecuador, para complementar las revelaciones de las operaciones de la Compañía conforme a las NIIF en
este comunicado de noticias. Tales medidas adicionales no deben ser consideradas como una alternativa a las medidas determinadas de
acuerdo con las NIIF ni deben ser consideradas más significativas que estas últimas como un indicador del desempeño de la Compañía, y tales
medidas pueden no ser comparables con aquellas reportadas por otras compañías. Este comunicado de noticias también suministra información
sobre los fondos ajustados provenientes de las operaciones. Los fondos ajustados provenientes de las operaciones son una medida no definida
en las NIIF. Representa el efectivo aportado por actividades operativas antes de cambios en el capital de trabajo distinto a efectivo y gastos por
obligaciones de desmantelamiento, e incluye la participación proporcional de la Compañía de aquellos conceptos que de otro modo habrían
contribuido a los fondos provenientes de las operaciones del CPI de Ecuador si el mismo se hubiera contabilizado conforme al método contable
de consolidación proporcional. La Compañía considera que los fondos ajustados provenientes de las operaciones son una medida clave pues
demuestran la capacidad del negocio de generar el flujo de caja necesario para aportar recursos para el crecimiento futuro mediante la
inversión de capital y para el pago de deuda. Los fondos ajustados provenientes de las operaciones no deben ser considerados como una
alternativa al efectivo proveniente de actividades operativas según lo determinado conforme a las NIIF ni deben ser considerados más
significativos que este último como un indicador del desempeño de la Compañía. La determinación por parte de la Compañía de los fondos
ajustados provenientes de las operaciones puede no ser comparable con la reportada por otras compañías. Para más detalles sobre cómo
concilia la Compañía su efectivo proveniente de actividades operativas con los fondos ajustados provenientes de las operaciones, por favor
remítase a la sección “Medidas que no están en las NIIF” del MD&A de la Compañía. Adicionalmente, este comunicado de noticias hace
referencia a las medidas de capital de trabajo y ganancia operacional neta. El capital de trabajo se calcula como activos corrientes menos
pasivos corrientes, excluidos los conceptos distintos a efectivo tales como la porción corriente de contratos de productos básicos, la porción
corriente de los derechos de adquisición de acciones y la porción corriente de todo activo o pasivo de derivados incorporados, y se usa para
evaluar el apalancamiento financiero de la Compañía. La ganancia operacional neta es una medida de referencia común en la industria del
petróleo y el gas y se calcula como las ventas totales de petróleo y gas natural, menos regalías, menos gastos de producción y de transporte,
calculadas por volúmenes de ventas en barriles equivalentes (“boe”) usando una conversión. La ganancia operacional neta es una medida
importante al evaluar el desempeño operacional pues demuestra la rentabilidad a nivel de campo en relación con los precios corrientes de
productos básicos. El capital de trabajo y la ganancia operacional neta, tal como se han presentado, no tienen un significado estándar
establecido por las NIIF y, por lo tanto, pueden no ser comparables con el cálculo de medidas similares para otras entidades.
Conversión del boe – La expresión “boe” es usada en este comunicado de prensa. El boe puede ser engañoso, especialmente si se usa
aisladamente. Una razón de conversión de boe de pies cúbicos de gas natural a barriles de petróleo equivalente se basa en un método de
conversión de equivalencia de energía principalmente aplicable en la punta del quemador y no representa una equivalencia de valor en boca de
pozo. En este comunicado de prensa, hemos expresado boe usando el estándar de conversión de 5.7 Mcf: 1 bbl requerido por el Ministerio de
Minas y Energía de Colombia.
Las evaluaciones de reservas e ingresos futuros netos relacionados, efectivas al 30 de junio del 2015, fueron conducidas por los evaluadores de
reservas independientes de la Corporación DeGolyer and MacNaughton Canada Ltd. y Petrotech Engineering Ltd., respectivamente, y son
realizadas conforme al Instrumento Nacional 51-101 – Estándares de Divulgación para las Actividades de Petróleo y Gas. Las reservas están
presentadas ajustadas a la participación de Canacol antes de regalías, en unidades de miles de barriles de crudo equivalente, utilizando un
precio proyectado para el gas y petróleo, ajustado por la calidad del crudo, en dólares americanos. Los valores presentes netos estimados de los
ingresos netos futuros relacionados con las reservas pueden no representar el valor justo de mercado. Las estimaciones de reservas e ingresos
netos futuros para activos individuales pueden no reflejar el mismo nivel de certeza que las estimaciones de reservas e ingresos netos futuros
para todos los activos, debido a los efectos de agregación.
“Reservas probadas” son aquellas reservas que pueden ser estimadas con un alto nivel de certeza de ser recuperables. Es posible que la cantidad
efectiva recuperada exceda las reservas probadas estimadas. “Reservas probables” son aquellas reservas adicionales que tienen un menor nivel
de certeza de ser recuperadas que las reservas probadas. Es igualmente posible que la cantidad efectiva recuperada exceda o sea menor que la
suma de las reservas probadas más probables estimadas.
“Volúmenes equivalentes” están definidos como aquellos volúmenes producidos bajo un acuerdo de servicios en el que la Corporación no tiene
una participación directa, pero representan reservas atribuibles a la Corporación calculadas utilizando el flujo de caja dividido en la tarifa fija
durante la vida de las reservas. la Corporación tiene una participación no operativa del 25% en un contrato de producción incremental en los
campos Libertador y Atacapi en Ecuador, por la cual recibe una tarifa fija por cada barril incremental producido.
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