PRESENTACIÓN DE ESTADOS FINANCIEROS TRIMESTRALES A JUNIO 30 DE 2016 CANACOL ENERGY LTD Nicolás Acuña – Vicepresidente Financiero Buenos días a todos y gracias por acompañarnos en la presentación de nuestros Estados Financieros con corte al 30 de junio de 2016. En esta primera diapositiva se puede ver la producción de petróleo en Llanos-23, la producción de gas equivalente en La Esperanza y VIM-5 y la producción incremental de petróleo por contrato en Ecuador. El netback corporativo para este trimestre terminado el 30 de junio fue de 25.58 dólares por barril equivalente y mejora los resultados que veníamos teniendo en los trimestres anteriores. Esta es una gráfica nueva que presentamos en esta ocasión para reportar y presentarles a ustedes las ventas y facturación. ¿Cuál es la diferencia que tenemos frente a la producción? La diferencia está basada en los conceptos de take or pay y en nominaciones de gas no entregadas. Esto quiere decir que bajo los contratos que tenemos firmados con nuestros principales clientes de gas se presentan situaciones en las cuales ellos no siempre pueden tomar el gas y según las condiciones del contrato hay dos opciones. Una de ellas es take or pay, en la cual los clientes tienen que pagarlo y no sucede nada, básicamente recibimos el ingreso y no tenemos ninguna obligación posterior, y adicionalmente tenemos otros que son lo que llamamos nominaciones de gas no entregadas, que para el trimestre el promedio fue de ochocientos barriles diarios. Las nominaciones de gas no entregadas consisten en que los clientes también nos pagan pero, según el contrato, tienen la oportunidad de tomar más adelante ese gas que ya habían pagado. Entonces, nosotros no estamos reportando esa venta o facturación como un ingreso sino como un ingreso diferido a futuro porque cuando los clientes puedan tomar el gas es cuando se convierte en un ingreso. Ahora bien, esto tiene una particularidad, como les decía, en cada uno de esos contratos: si después del tiempo que tienen para tomar ese gas, que puede ser en algunos casos de seis meses y en otros casos de doce meses, si ellos no lo toman, nosotros ya podemos registrar eso como otros ingresos y no tenemos que entregarles ese gas. Es por eso que este nivel de ventas y facturación es superior al de producción con un promedio del trimestre de 17.817 barriles equivalentes. Nuevamente aquí tenemos La Esperanza y VIM-5, los dos conceptos que acabo de explicar, la producción total de Colombia y la producción de Ecuador. Aquí lo vemos representado también para los trimestres anteriores, pero básicamente es en este trimestre y en el anterior donde se empieza a observar estos dos nuevos componentes en los reportes de ventas de la compañía. En cuanto a los gastos operacionales de la compañía, seguimos manteniendo una tendencia de reducción de costos frente a todos los trimestres anteriores. Hace un año tuvimos unos gastos operacionales de 9,18 dólares por barril y para este

trimestre logramos disminuirlos a 3.47 dólares por barril. Esta reducción de costos se debe a los recortes de producción en Llanos-23, a que hemos logrado reanudar contratos de servicio como lo ha hecho toda la industria y a que la depreciación del peso colombiano nos ha favorecido en el reporte de costos en dólares. La depreciación del peso también favorece el resultado de los netbacks que, como ustedes ven, desde el trimestre anterior hemos vuelto a la tendencia de netbacks alrededor de 26 dólares y nuevamente explicado por el aumento de producción en nuestros campos de gas, como bien ustedes conocen, y la reducción de los costos. Adicionalmente, los costos en los campos de gas son bastante controlados y bastante bajos. Como hemos anunciado, nosotros teníamos una meta de incrementar y cuadruplicar las ventas de gas, lo cual logramos en este trimestre a partir del mes de abril. Esto representa que hemos logrado ingresos ajustados, que incluyen los ingresos de Ecuador, de 45,4 millones de dólares para el trimestre, lo cual es bastante superior a la tendencia que tenemos, obviamente explicado por la caída de los precios del petróleo, pero compensado con estas mayores ventas de gas y lo que nos sucede con los fondos ajustados provenientes de las operaciones, que también están llegando a un nivel de 27 millones de dólares frente a lo que teníamos hace un año de 16,4 millones de dólares. Es muy importante resaltar que todo lo anterior se refleja en nuestros estados de resultados que, a pesar de los precios negativos de petróleo que siguen siendo volátiles, generamos una ganancia neta de $11,2 millones de dólares después de tener pérdidas bastante importantes durante los trimestres anteriores, como es el caso de la pérdida que tuvimos en el trimestre terminado el 31 de diciembre de 2015. Sólo para recordarlo, esta pérdida no fue de caja sino que se dio por aplicar las normas IFRS por deterioro, debido a la caída de los precios y tuvimos que hacer el ajuste en nuestros proyectos de petróleo. De ahí que tengamos esta gran diferencia. Sin embargo, es muy importante destacar la utilidad que estamos presentando en este trimestre y que se va a mantener a lo largo de lo que resta de este año 2016. A nivel de EBITDA, realizando los ajustes por impuestos, intereses y depreciaciones, al comparar con lo que teníamos en el mismo trimestre del año anterior, tenemos un resultado mucho mejor de $28,6 millones de dólares frente a los $10,5 millones de dólares que teníamos en el mismo trimestre del año anterior. Y si lo miramos a nivel semestral, para seis meses de enero a junio, teníamos un resultado de EBITDA de $40,3 millones de dólares frente a $21 millones de dólares que reportamos hace un año para ese semestre. Ahora, un hecho particular para destacar en el mes de agosto, adicional a los resultados que se están reportando al 30 de junio, es que la compañía realizó una colocación privada de acciones, colocando en un primer tramo 9,6 millones de acciones a $4,08 dólares canadienses para un recaudo total de $39,5 millones de dólares canadienses. Dentro de los días siguientes, la compañía realizó un segundo tramo por 1,8 millones de acciones, para un recaudo total de $7,3

millones de dólares canadienses, lo cual representa una colocación total de casi 11,5 millones de acciones para casi $47 millones de dólares canadienses, equivalentes más o menos a $35 millones de dólares americanos. Actualmente la compañía tiene una base de 172,7 millones de acciones después de esta colocación. Entonces, ¿esto qué nos representa? Que en efectivo, para el cierre del 30 de junio, terminamos con $26,3 millones de dólares disponibles y con esta colocación estamos adicionando $35,6 millones de dólares, es decir, $62,5 millones de dólares disponibles en efectivo. Adicionalmente, tenemos efectivo restringido por $62,5 millones de dólares que corresponden principalmente para respaldar los compromisos de inversión de Ecuador. Además, tenemos un superávit de capital de casi $40 millones de dólares que a agosto deberíamos sumarle los $35 millones de dólares resultado de la colocación privada para llegar a más de $70 millones de dólares de capital de trabajo, lo cual refuerza la situación financiera de la compañía para lo que resta del año. Nuestra deuda con los bancos se mantiene igual, $255 millones de dólares, $180 millones de dólares del crédito sindicado liderado por BNP y $75 millones de dólares de las notas que tenemos colocadas con Apollo. Pensando en lo que resta del año y estimando cómo serían los resultados para todo el año 2016, los ingresos de gas están estimándose, ya habiendo logrado la meta que comentamos de entre 85 y 90 millones de pies cúbicos de gas por día, en $153 millones de dólares y un EBITDAX aproximado de $135 millones de dólares, lo cual es muy importante frente a nuestro indicador de endeudamiento, que nos daría una razón de endeudamiento de 2,0 veces. Si ustedes recuerdan, veníamos teniendo indicadores alrededor de 3,5 veces, el cual el máximo que tenemos aprobado dentro del crédito. Actualmente, cerramos en 2,8 veces en este trimestre terminado el 30 de junio. Con estas proyecciones cerraríamos con una razón de endeudamiento de 2,0 veces, bastante baja y muy confortable para la compañía. Muy importante mencionar qué estamos haciendo para el resto del año 2016 en relación a la perforación. Seguimos enfocados en nuestros proyectos de gas. En VIM-5 terminamos de perforar el pozo Oboe-1, el cual adicionó reservas 2P por cerca de 5 millones de barriles equivalentes y vamos a continuar con la perforación de dos pozos en el bloque Esperanza. El pozo Níspero, que es un pozo exploratorio está actualmente en perforación. En Esperanza comenzaremos a perforar el pozo Nelson-6 en el mes de octubre. Este pozo está localizado en el área de Nelson, que es uno de los proyectos de producción de gas que venimos desarrollando actualmente, y es exploratorio en razón a que estamos teniendo por objetivo una zona distinta. La principal producción del campo La Esperanza viene de Ciénaga de Oro y el objetivo de este pozo es otro reservorio que se llama Porquero, que ha mostrado que tiene gas en las demás perforaciones que se han hecho, pero el objetivo es poner en producción esta nueva estructura por primera vez.

En petróleo vamos a continuar realizando workovers en Llanos-23. Ya hemos realizado dos workovers, con éxito, y la idea es, de aquí a final de año, seguir perforando, realizando tres workovers adicionales, básicamente para mantener o reducir el impacto de la declinación de producción de los campos en Llanos-23, que como ustedes conocen. Y en el bloque VMM-2 vamos a perforar el pozo Mono Capuchino, en el último trimestre del año. VMM-2, como ustedes recuerdan, tiene objetivo crudo no convencional. Aquí vamos a perforar un pozo convencional pero con objetivo la estructura que tiene el potencial de crudo no convencional; entonces, este pozo va a ser bastante interesante para nosotros. Adicionalmente, como lo mencionaba, con los recursos que hemos recaudado con la colocación de acciones, vamos a perforar otro pozo de exploración y otro pozo de desarrollo en nuestros campos de gas y adicionalmente contaremos con recursos adicionales para lo que es el 2017, pero muy importante para nosotros continuar con la perforación y el desarrollo de los campos de gas. Después de cumplir con la meta de llegar a una producción de gas noventa millones de pies cúbicos, tenemos la nueva meta de aumentar en cien millones de pies cúbicos adicionales y para eso requerimos tener pozos adicionales para adicionar reservas. Nuestro guidance o metas para el 2016 continúan siendo las mismas. En gas, buscamos tener un promedio de producción de 75 millones de pies cúbicos durante el 2016. Sin embargo, a partir del 21 de abril, como lo mencionábamos, tenemos una producción de 90 millones de pies cúbicos aproximadamente. También, tenemos el objetivo de mantener un netback en gas de $4,56 dólares por millón de pies cúbicos o $26 dólares por barril equivalente. Finalmente, la meta de producción corporativa promedio para el año está entre 16.000 y 17.000 barriles equivalentes y para el segundo semestre del 2016, incluyendo toda la producción de gas desde abril, estará entre 18.500 y 19.000 barriles equivalentes. En cuanto a resultados financieros. Durante el 2016 buscamos tener unos ingresos por $153 millones de dólares, un EBITDAX de $135 millones de dólares. Pensando más a futuro, buscamos probar suficientes reservas, con los pozos que queremos perforar, para poder salir al mercado y firmar nuevos contratos take or pay a diez años, para adicionar ventas y producción por 100 millones de pies cúbicos por día para el 2018. Para cumplir con esta meta, adicional a la perforación requerimos la construcción o ampliación de un gasoducto en la costa norte. Ahora le cedo la palabra a Noel Valencia, quien viene a presentarnos la información técnica de la compañía. Noel Valencia – Gerente de Producción Buenos días, mi nombre es Noel Valencia. Yo soy el Gerente de Producción de Canacol en Colombia.

Esta es la primera diapositiva donde se muestra el portafolio de activos de la compañía y dónde estamos enfocados. Estos son los campos de gas que nosotros tenemos en Sucre y Córdoba. Nosotros acá tenemos los campos de Clarinete, Palmer, Esperanza y Oboe. Aquí tenemos el valor de la empresa que es de $778 millones de dólares. El éxito exploratorio de nosotros desde el 2008 es del 65%, la participación de la junta y la gerencia es del 25% y el objetivo de 2016, que ya lo dijo el Dr. Nicolás, está entre 16.000 y 17.000 barriles de petróleo equivalente al día. Las reservas 2P a diciembre de 2015 están en 79 millones de barriles incluyendo petróleo y gas. Adicionalmente, a Junio 30 de 2016, incluimos cinco millones de barriles de petróleo equivalente correspondientes al pozo Oboe-1, el cual fue perforado durante el primer semestre de 2016. Por esta razón, estos no están incluidos dentro de estos 79 millones de barriles de petróleo equivalentes a diciembre 31 de 2015. Aquí tenemos el VPN-10 antes de impuestos por $1,4 billones de dólares. Si nosotros tuviéramos en cuenta este VPN de $1,4 billones de dólares antes de impuestos, deberíamos tener un valor de la acción de $7,22 dólares. El reemplazo de reservas del último año fue de 1,103%. Los costos de descubrimiento y desarrollo son de $2,85 dólares por barril de petróleo equivalente y las reservas tienen una vida de 10 años. Por fuera de las reservas 2P tenemos el potencial de recursos de exploración, que suman 1.045 millones de barriles de petróleo equivalentes. Aquí es importante revisar cómo nosotros hemos ido creciendo nuestras reservas a lo largo de los últimos años, desde el 2009 hasta el 2015. La parte de la gráfica en azul corresponde a gas y lo que está en negro corresponde a petróleo. Durante los últimos cinco años Canacol ha descubierto más gas natural que las demás compañías de exploración colombianas. Nosotros teníamos reservas de gas de 20 millones en barriles de petróleo equivalente el año pasado. A diciembre 31 de 2015, crecimos a 65 millones de barriles equivalentes de reservas 2P de gas y 14 millones de barriles de reservas 2P de crudo. ¿Cómo lo hicimos? ¿Cómo pasamos de tener 43 millones en reservas 2P de petróleo y gas a finales del 2014 a tener 79 millones en reservas 2P a finales del 2015? Y de tener 7 millones de barriles de reservas 2P en el 2009 a tener 79 millones en el 2015? En el 2012 y en el 2014 hicimos dos adquisiciones: Shona en el 2012 y en el 2014 adquirimos VIM-5 y VIM-19. Adicionalmente, en el 2013 tuvimos tres descubrimientos importantes de gas: Palmer, Oboe y Clarinete. Respecto al crudo liviano, nosotros tenemos 14 millones de barriles de reservas 2P y tenemos recursos potenciales de exploración de 33 millones de barriles en crudo liviano. En crudo no convencional, a largo plazo, tenemos una gran oportunidad en shale oil; 458 millones de barriles como recursos potenciales de exploración. Este es el comportamiento de la producción este año. Pasamos de 11.746 barriles equivalentes de producción en el primer trimestre del 2016, hasta 17,817 barriles equivalentes de producción durante el segundo trimestre de 2016. Después de la entrada el 21 de abril de 90 millones de pies cúbicos de gas por

día, nosotros tenemos un promedio de 17.817 barriles equivalentes por día. Aquí algo muy importante es que el 86% de nuestras ventas es insensible a la volatilidad del crudo debido a que este porcentaje de las ventas proviene de nuestros contratos de gas y en un pequeño porcentaje, a nuestro contrato en Ecuador. El crudo liviano es el 14% de las ventas, que es el crudo que tenemos en Llanos-23 principalmente. Los recientes descubrimientos de gas natural trasladan la producción de petróleo hacia el gas natural. Con un precio presupuestado de $40 dólares por barril de crudo, nosotros proyectamos un EBITDAX de $135 millones de dólares este año. Si el precio del petróleo subiera $10 dólares, tendríamos un aumento en el EBITDAX de $4 millones de dólares. Por cada 10 dólares que suba el petróleo tenemos 4 millones más de resultado en el EBITDAX para el año 2016. En esta gráfica vemos que si el precio del barril de petróleo estuviera en cero dólares y nosotros de todas formas tuviéramos que pagar los costos de producción del petróleo, tendríamos un EBITDAX de $107 millones de dólares en el 2016. El barril de petróleo lo tenemos calculado a un promedio de $40 dólares en todo el año y el EBITDAX está en $135 millones de dólares, pero si el precio del petróleo está en promedio en $45 dólares por barril, tendríamos un EBITDAX de $142 millones de dólares y si llegara hasta $60 dólares por barril, pues tendríamos un EBITDAX de $153 millones de dólares. Ésta es una sensibilidad de acuerdo al resultado del precio del petróleo. Otro punto importante a resaltar son los buenos precios en las ventas de gas que tienen nuestros contratos, comparado con el resto del mundo. En Europa, el precio del gas ha pasado de $12 dólares el MMBTU en el 2014 a valores por encima de los $4 dólares el MMBTU. En Estados Unidos y en Canadá el precio pasó de estar entre $4 y $6 dólares a cerca de los $2 dólares y nosotros, hemos logrado precios de $5.6 en promedio para el año 2016, los cuales incrementan entre un 2% y 3% por año. Estos son los diferentes productores de Norteamérica y ¿cuál es el punto de equilibrio? El breakeven de ellos está entre los $32 dólares y los $65 dólares; muchos de estos productores están enfocados en el shale oil el cual es muy poco rentable. Nosotros, al contrario, tenemos un precio de equilibrio en nuestros proyectos de gas de cinco dólares por barril que es muy bajo, entonces tenemos una gran oportunidad aún con precios bajos de petróleo. Esta diapositiva habla de la eficiencia que tiene Canacol en el negocio del gas. Nosotros hemos invertido $97 millones de dólares para adicionar 10.000 barriles de petróleo equivalente diario a nuestra producción. La competencia en Colombia tuvo que invertir $807 millones de dólares en promedio para lograr esos 10.000 barriles de petróleo equivalente adicionales en producción diaria. Nosotros logramos este incremento en la producción con la perforación de ocho pozos mientras que nuestra competencia lo logró perforando 73 pozos en promedio. El netback de nosotros es de $27 dólares y el de nuestra competencia está en

promedio en $17 dólares. ¿Por qué? Porque nuestro negocio depende en mayor porcentaje del gas, mientras que el de la competencia depende del crudo en su mayoría. Es claro que la competencia invirtió mucho más dinero para generar el mismo incremento en producción y perforó nueve veces más pozos, lo que demuestra nuestra eficiencia de capital en la compañía. Tenemos cuatro campos de gas de los cuales el 100% del capital es nuestro; no tenemos socios. Eso a nivel operativo es muy bueno. El trabajo fundamental de nosotros es coger el gas de los pozos, de Nelson, de Palmer, de Oboe, de Clarinete, llevarlo por línea de flujo hasta la Estación Jobo y ahí colocarlo en condiciones óptimas para entregarlo a los clientes. Desde la Estación Jobo distribuimos 25 millones de pies cúbicos por día para el sur a través del gasoducto de Cerromatoso, especialmente a la planta de níquel de Cerromatoso. Los otros 65 millones de pies cúbicos los llevamos hacia todos los clientes que tenemos en el norte. La declinación de los tres campos maduros Chuchupa, La Creciente y Ballena es de aproximadamente el 20 por ciento anual; La demanda del norte del país aumenta un tres por ciento al año aproximadamente, es decir que hay una gran oportunidad para seguir creciendo, y se estima que crecerá entre 3 y 4 por ciento hasta el 2026. Nosotros estamos aportando 65 millones de pies cúbicos con la entrada del gasoducto a partir delel 21 de abril de este año, y 25 millones de pies cúbicos hacia el sur siendo un total 90 millones de pies cúbicos. Para el 2018 tenemos planeado el nuevo gasoducto, con el cual nosotros tendríamos una capacidad de despachar 100 millones de pies cúbicos adicionales. Así estaríamos distribuyendo 165 millones de pies cúbicos hacia el norte y 25 millones de pies cúbicos hacia el sur, con los cual nuestro EBITDAX pasaría de $135 millones de dólares a $310 millones de dólares al año con este nuevo gasoducto. Y ya estamos dando pasos muy grandes para eso, no sólo en perforación y en exploración, sino también en cómo materializar el proyecto de la construcción de ese gasoducto. ¿Y cómo lo vamos a hacer? Miren: nosotros aportábamos 25 millones de pies cúbicos el año pasado. Hoy estamos aportando 90 millones de pies cúbicos. La oferta de los otros tres campos maduros para el 2020 es de 212 millones de pies cúbicos aproximados y la participación de Canacol en el mercado de la costa sería de 165 millones de pies cúbicos para el 2018. Esta es la demanda total y aquí nos vamos a dar cuenta cómo empezamos a tener una deficiencia de gas. Es decir, oportunidades para seguir creciendo, para seguir buscando un mercado potencial de gas en la costa. Con los 127 millones de pies cúbicos proyectados en escasez de la oferta, hay una gran oportunidad y esperamos ser partícipes de esa oportunidad con los resultados exploratorios de nuestros campos. Los campos descubiertos hata la fecha son: Nelson, Palmer, Oboe y Clarinete. El pozo exploratorio Níspero-1, estamos terminándolo de perforar. Y adicionalmente, estaremos perforando otros tres pozos exploratorios. Adicionalmente, todos estos prospectos exploratorios que están metidos dentro de la sísmica 3D, son

prospectos con posibilidad de entrampar gas. Entonces nosotros tenemos oportunidades exploratorias muy grandes. Todos los campos que están acá dentro de esto son cien por ciento nuestros. Estamos hablando de más de 785 mil acres y de cuatro campos de gas. Aquí, los resultados que hemos tenido no pudieron ser mejores. Son de verdad muy, muy buenos. Nosotros probamos Clarinete-1 con 44 millones de pies cúbicos en diciembre de 2014, 149 pies de arena neta productora, 26 por ciento de porosidad, que es una porosidad muy buena. En Clarinete-2ST, probamos 30 millones de pies cúbicos, con un espesor de 127 arenas limpias de producción de gas y 23% por ciento de porosidad. Eso hace que el gas fluya muy bien, y en Oboe-1, que fue en marzo de 2016, probamos 66 millones de pies cúbicos por día. El promedio ha sido 47 millones de pies cúbicos por pozo. Muy bueno, la verdad, el resultado de los últimos campos. Esperamos que con Níspero-1 nos vaya así también. La información de la sísmica 3D. Con esto Canacol mitiga el riesgo exploratorio. Nosotros ahora estamos aplicando mejor tecnología para analizar la sísmica y eso nos ha llevado a mejores resultados exploratorios. Tenemos una oportunidad muy grande que vamos a ir a buscar en Nelson-6, que la hemos identificado con esa nueva tecnología y con ese mayor nivel de detalle de la sísmica. Y es Porquero. Porquero está en todos los pozos Nelson. Este es el reservorio de Nelson. En la estructura de Nelson, Porquero ha estado presente en todos los Nelson, pero vamos a ir en Nelson-6 a probar estas arenas. Ha sido una formación que no está en producción en la costa y que nos puede dar muy buenos resultados. En crudo, en Llanos-23. Yo, especialmente viniendo siempre del negocio del petróleo, porque trabajé 16 años en Petrobras, puedo decir que me gusta mucho este bloque. Trabajé en los Llanos muchos años y este tiene un potencial muy grande. Aquí dentro de esta sísmica 3D, aquí hay una falla. Todos estos pozos están en producción. Cuando otras compañías tienen el 42, el 43 por ciento de éxito en los Llanos, nosotros tenemos el 83 por ciento de éxito. Cinco pozos de seis que han sido exploratorios, han encontrado petróleo. Imagínense: nosotros, dentro de esta sísmica 3D, tenemos trece prospectos más por perforar, con la posibilidad de agregar 20 millones de barriles a las reservas de 14 millones que tenemos ahí. Adicionalmente, tenemos identificados 5 leads exploratorios, con un potencial de 16 millones de barriles adicionales. Como pueden ver en el mapa, por fuera del bloque nuestro de Llanos-23 la competencia está produciendo petróleo de esas mismas fallas. Con muy buenas producciones. Aquí hay muy buena producción de aceite, aquí también hay muy buena producción, aquí también hay muy buena producción. Por ejemplo, el campo Maracas produce muy buen crudo, y los campos que están aquí, Cravo, Cravo Sur, producen muy buen crudo también. Todos estos sobre las mismas fallas con unos yacimientos muy importantes que no hemos ido buscar. Y bueno, si son tan buenos, ¿por qué no los hemos ido a buscar? Por el precio del petróleo. Nosotros teníamos dos equipos de perforación acá y nos tocó pararlos cuando el petróleo llegó a $30 dólares. Pero en el momento en que el petróleo vuelva a estar a $50 dólares,

seguro vamos a ir a perforar nuevamente. Algo muy importante aquí también es que las facilidades ya están hechas. Tenemos una línea que atraviesa de norte a sur, y tiene una estación de producción. Entonces cualquier prospecto que nosotros encontremos acá lo vamos a proyectar a esta línea de flujo. En esta gráfica vemos la proyección en producción de crudo. Tenemos aproximadamente 2.400 barriles. Este azul es el que tenemos hoy en día. Si incluimos la proyección de los prospectos listos para ser perforados, pudiéramos llegar a los 10.000 barriles diarios de producción, y si incluimos los prospectos y leads adicionales podríamos llegar en dos años y medio o tres años a tener 25.000 barriles de producción en Llanos. Todas estas cifras son estimadas. Un crudo de magnífica calidad, crudo liviano, en promedio 32, 34 grados API, que se vende a muy buen precio. Respecto al tema financiero, Tenemos una deuda con el BNP por $180 millones y otra con Apollo por $75 millones de dólares. En septiembre de 2019 se termina de amortizar la deuda con BNP y en diciembre de 2019 con Apollo. Y respecto al indicador de endeudamiento, estimamos que vamos a bajar a dos veces el indicador de endeudamiento este año y vamos a llegar a 1,4 veces en 2017, que es una posición muy cómoda para la compañía. ¿Cómo? Manteniendo la producción de los 17.000 barriles de petróleo equivalente para generar aproximadamente $135 millones de dólares de EBITDAX. Ahora, si el precio del petróleo fuera mejor, tendríamos un resultado económico aún mejor. Y aquí, para cerrar, está el valor de la empresa: $778 millones de dólares. Las reservas 2P de gas tienen un VPN-10 antes de impuestos de $1.165 millones de dólares y las reservas probadas y probables de crudo de $193 millones de dólares. Es decir, sumando solamente las reservas de gas y de petróleo, estaríamos hablando de $1,4 billones de dólares. Y si tuviéramos en cuenta los recursos exploratorios, que ustedes ven el potencial que tenemos en gas y los potenciales que tenemos en crudo, estamos hablando de $2.124 millones de dólares. Eso es lo que tiene mi presentación. Muchas gracias.