Foto: Bufalo 1- Banco de Archivos: EcopetrolAgosto 2018

Resultados Financieros y Operativos 2T 2018

Crecimiento Rentable

DESCARGO DE

RESPONSABILIDAD

Este documento fue preparado por Ecopetrol S.A. con el propósito de suministrar al mercado yotras partes 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 relacionadascon el futuro financiero y sus resultados operacionales. Se advierte que dicha información no esgarantía del desempeño y que puede modificarse con posterioridad. Los resultados reales puedenfluctuar en relación con las proyecciones futuras de la sociedad debido a factores diversos que seencuentran fuera del control del emisor. La Sociedad no asume responsabilidad alguna por lainformación aquí contenida ni la obligación alguna de revisar las proyecciones establecidas en estedocumento, ni tampoco el deber de actualizarlo, modificarlo o complementarlo con base enhechos ocurridos con posterioridad a su publicación.

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

María Catalina Escobar

Gerente de Mercado de

Capitales

Alberto Consuegra

Presidente de Cenit (E)

Rafael Guzmán

VP Técnico

Jorge Arturo Calvache

VP Exploración (E)

Felipe Bayón

Presidente

Adolfo Tomás Hernández

VP Refinación y Procesos

Industriales

DIRECTIVOS PARTICIPANTES

Jaime Caballero Uribe

VP Corporativo de Finanzas

Producción721 KBPED

RÉCORD Tiempo Comercialidad

Infantas OrienteDescubrimiento

Búfalo-1

Operación estable a 600 cst

RÉCORD de carga conjunta374 KBD

Mejor Calidad combustibles

CRECIMIENTORENTABLECON RÉCORDS HISTÓRICOS

MARGEN EBITDA GE

51%

Cifras 2T2018 4

Entrada en operación Oleoducto Caño Limón Coveñas

ESTRATEGIACOMERCIAL

Maximizando los ingresos

MEJOR MARGEN EBITDADE LA HISTORIA

5

Bre

nt

USD

/Bl

15.998 14.897

15,759

8.020

6.485 6.134

114

109

71

-

20

40

60

80

100

120

(6.000)

(1.000)

4.000

9.000

14.000

1H

2011

2H

2011

1H

2012

2H

2012

1H

2013

2H

2013

1H

2014

2H

2014

1H

2015

2H

2015

1H

2016

2H

2016

1H

2017

2H

2017

1H

2018

1S 2

011

2S 2

011

1S 2

012

2S 2

012

1S 2

013

2S 2

013

1S 2

011

1S 2

011

1S 2

011

1S 2

014

1S 2

015

1S 2

016

2S 2

016

1S 2

017

2S 2

017

1S 2

018

47%

Ebit

da

/ U

tilidad CO

P M

M

EBITDA Utilidad Neta Brent

40% 50%

Margen EBITDA

2S 2

014

2S 2

015

SÓLIDOS RESULTADOS

MÁRGEN EBITDA

EBITDACOP Bn

49%

7.1

360

COMPROMETIDOS CON LA EXCELENCIA

DIFERENCIAL

DE PRECIO1T2018 USD/BL

7.3

FINANCIEROS

REFINACIÓNCarga/KBD

ENTORNOLogramos restablecer las operaciones cumpliendo los protocolos

de seguridad y medio ambiente

REFICAR, MAYOR CARGA HISTÓRICA EN MARZO

CON UN PROMEDIO DE 16O KBD

4

EXPLORACIÓN Y

PRODUCCIÓN

GOLFO DE MÉXICO

COMPRA DE SÍSMICA 2D

BRASIL-PRESAL

COMPRA DE SÍSMICA

POLLERA-1

PULPO-1

ANDINA-1

COYOTE-2

INFANTAS ORIENTE-1*

JASPE-6D

BÚFALO-1

LORITO-1*

GODRIC NORTE-1

BONIFACIO-1

CAPACHOS SUR-2

COYOTE-3SN-15-17 337 Km

*Se confirmó el hallazgo reportado en el 2017

0 50 100 150 20025Km

PERFORADO 2018 (5)

EN PERFORACIÓN (2)

DESCUBRIMIENTOS (4)

EN EVALUACIÓN (6)

PERFORADO 2017 (5)

ADQUISICIÓN/ COMPRA

DE SÍSMICA (3)

Se han perforado el 42% (5 pozos) de los 12 pozos

planeados, 2 han sido exitosos

ONSHORE: Tiempo récord declaración de comercialidad Infantas

Oriente

Descubrimientos 2018 ubicados cerca a facilidades

(Ej. Búfalo-1)

OFFSHORE: Aprobación modelo contrato offshore (ANH) que permite

adquirir nuevas oportunidades

HOCOL: Finalizó registro de 337 Km de sísmica 2D (Bloque SN-15

Valle Inferior del Magdalena)

PRE SALBRASIL

4.283 Km2 3D

874 Km 2D

60.075 Km 2D

ESTRATEGIA

EXPLORATORIA 2018BUSCANDO UNA RÁPIDA

INCORPORACIÓN DE RESERVAS

7

Coyote-1 Re-completamiento en

Coyote-1. Perforación

y pruebas de los pozos

Coyote-2 y Coyote-3

Infantas Oriente-1 Declaración de

Comercialidad

Lorito-1 Inicio del periodo

de evaluación del

descubrimiento

2018

Boranda-1Plan de Evaluación

(pruebas extensas).

Planeando ejecución

del pozo delimitador

Boranda-2

1T 2T 3T 4T

Cosecha V-01Perforación de

pozos

delimitadores y

pruebas de

producción

Bullerengue-1Delimitación del

descubrimiento de

gas

Cluster KGG (Kronos,

Gorgon y Glaucus)Determinar el tamaño del yacimiento (3 a

5 años) mediante la perforación de pozos

de delimitación y pruebas de formación

Largo Plazo2018 2019 2021 2022 2023

OrcaEvaluación con Repsol y

Petrobras, estrategia

desarrollo del

descubrimiento

2020

ONSHOREExploración en campos

cercanos a producción

Incorporación de

reservas en menor

tiempo

DESCUBRIMIENTOS EN MADURACIÓN

8

OFFSHORE

Confirmar la

materialidad de los

descubrimientos y

consolidar el

desarrollo del mercado

de gas del Caribe

offshore

PRODUCCIÓNCOMPROMETIDOS CON LA META

738.8 KBPED

*Producción 16 de mayo 2018

701 721 715

1T 2018 2T 2018 2018(p)

Producción (KBPED)

INCREMENTANDO LA ACTIVIDAD EN LÍNEA CON LA META

725

TALADROS 2018

9

Crecimiento Promedio

1T 2018 – 2T 2018

PICO

PRODUCCIÓN*738.8 KBPED

2.8%

POZOS DE DESARROLLO PROGRAMA DE RECOBRO

547

164

Recobro

Producción 1S 2018

711 KBPED

1 2 3

Proyectados

# T

ala

dro

s 491

+620

2017 2018 (E)

# P

ozos

+25%

Aporte adicional a

la producción frente

1S2017

4%2428

22 2431 33

37 40 4237

42 41

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

0

200

400

600

800

1000

120001/16

03/16

05/16

07/16

09/16

11/16

01/17

03/17

05/17

07/17

09/17

11/17

01/18

03/18

05/18

ÉXITO DE RECOBROCONTRIBUYENDO A LA META DE PRODUCCIÓN

10

Inyección de agua +5%-11% Inyección polímeros +5%-11% Inyección de vapor +20%

RESULTADOS DE PILOTOS SOPORTAN INCREMENTO EN FACTOR DE RECOBRO

CHICHIMENE TECA

Contribución de recobro

164 KBPED

Cierre temporal del campoPlan Real

BPED

BPED

BPED

CASTILLA

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

01/16

03/16

05/16

07/16

09/16

11/16

01/17

03/17

05/17

07/17

09/17

11/17

01/18

03/18

05/18

0

100

200

300

400

500

600

700

01/16

03/16

05/16

07/16

09/16

11/16

01/17

03/17

05/17

07/17

09/17

11/17

01/18

03/18

05/18

BPED: barril promedio día equivalente

148

14 1 1 547

711

Campos prod.secundaria o

terciaria

PilotosInyección de

agua

Pilotosinyección

polímero - CEOR

Piloto Inyecciónde Vapor

Otros campos Producción 1S2018

16 KBPEDProducción de pilotos de recobro

Falla operacional sistema

de bombeo

“NEAR FIELD” Y EXTENSIONESPOTENCIAL DE RESERVAS Y PRODUCCIÓN

11

LORITO Y NUEVA ESPERANZA SAURIO 2*

Cercanía a infraestructura de Chichimene

facilita su comercialidad

Lorito aportará al desarrollo incremental

del campo Akacías

Bloque CPO-09 produce actualmente más

de 6.000 kbped

Ampliación del potencial de campos

existentes

Perforación potencial de 20 pozos

Potencial incremental de recuperación

por inyección de agua

INFANTAS ORIENTE

UBICACIÓN: Dpto. del Meta

Colindando Llanos 37, CPO-10 y Caño Sur

Tiempo record en comercialidad (6

meses)

Amplió en 2.3 km2 el área del bloque

la Cira Infantas

Perforación 20 pozos 2018 y 47 pozos

2019

UBICACIÓN: Dpto. de Santander

*Pozo productor de avanzada

UBICACIÓN: Dpto. del Meta

INFANTAS

ORIENTE-1

LORITO-1

CAMPO

AKACÍASBLOQUE CPO-09

SAURIO-2*

Pozos productores

CAMPO

LA CIRA

INFANTAS

2.3 Km

Zona inicial del campo

Nueva zona del campoÁrea potencial adicional de desarrollo

BLOQUE APIAY-

SURIA

TRANSPORTE

TRANSPORTEAPORTANDO EBITDA AL GE

KBPD

EBITDA

COP Bn +14%

Costo de Ventas

COP Bn -3.2%

Mayor disponibilidad en Pozos

Colorados-Galán +0.6%

Volumen Transportado

3,90 4,45

1S2017 1S2018

816 819

270 273

1S2017 1S2018

Refinados Crudo

1,57 1,52

1S2017 1S2018

13

Entrada en operación Oleoducto

Caño Limón Coveñas

REFINACIÓN

REFINACIÓNREFINERÍA DE CARTAGENA

136 153

2T 2017 2T 2018

7,711,1

2T 2017 2T 2018

61% 58% 51%34% 29% 21%

39% 42% 49%66% 71% 79%

Evolución Carga de Crudos Cartagena

Crudos

Nacionales

Crudos

Importados

4T 173T 171T 17 2T 17 1T 18 2T 18

Optimización dieta con crudo

nacional

Sinergias entre refinerías

Estabilidad de la operación

Mayores rendimientos de destilados

medios y gasolina

Carga (KBD) Margen Bruto (USD/Bl)

15

+13% +44%

REFINACIÓN

Carga (KBD)

REFINERÍA DE BARRANCABERMEJA

Margen Bruto (USD/Bl)

203 221

2T 2017 2T 2018

-9,4 -8,9

3,71,6

2T 2017 2T 2018

Estabilidad de la operación

Iniciativas de segregación de crudos

livianos

Mejora en calidad de combustibles

13.1

10.5

Incremento precio materia prima

Menores diferenciales de productos

(gasolina y fuel oil)

Mayor rendimiento de destilados

medios

Dif. Productos - Brent

Dif. Carga - Brent

Margen Bruto

16

+9%

RESULTADOS

FINANCIEROS

35%38%

42%

50%

SOBRESALIENTES RESULTADOS

3,9 4.40,8 1,0

6,7

10,3

1S17 1S18

EBITDA POR SEGMENTO

Exploración & Producción

Refinación

Transporte

PRIMER SEMESTRE 2018

18

Margen EBITDA

RÉCORD en la generación de EBITDA apalancado por sus 3 segmentos

rentables

EBITDA/Bl

2330 31

43

2016 2017 1S 2017 1S 2018

Maximizando el VALOR por barril

USD

/Bl

+38%15.8

11.4

CO

P B

n

-4.0

1,6

6,6 6,1

2015 2016 2017 1S 2018

COP Bn

Utilidad Neta

19

2,2

6,1

5,1 0,2 0,5 0,10,7 0,1 1,10,1

Utilidad 1S2017

Ingresos Costos Gastos DD&A Dif. Encambio

Resultadofinanciero

neto

Prov. Renta Interes nocontrolado

Utilidad 1S2018

COP Bn

(Variación entre periodos)

UTILIDAD ACUMULADAEL REFLEJO DE LA SOLIDEZ FINANCIERA

81 9

84

166

9 -24 -17

64

710

60

876

1S 2017 Upstream Corporativo Midstream Downstream 1S 2018

1,009

+15%

20

CAPEXENFOCADO EN CRECIMIENTO RENTABLE

Incremento Inversión en Upstream 3.5

3.0*

4.0

-0.26-0.24

3.5

Plan inicial Disciplina deCapital

Desplazamiento2019

Capex 2018( e )

875

+23%

USD MM

Up Mid Down Corp

Rango P

lan

*Incluye potenciales afectaciones por entorno e

imprevistos

USD Bn 3 -3.5

NIVEL DE INVERSIÓN 2018

GENERANDO CAJAY MEJORANDO NIVELES DE ENDEUDAMIENTO

COP Bn

Deuda Bruta

/Ebitda

Deuda Neta

/Ebitda

15.8

21

2,2 1,5

1S 2017 1S 2018

-32%

1,9 1,3

1S 2017 1S 2018

-32%

Flujo de Inversión

5.5Flujo de Financiamiento

5.2

0.4

Desempeño sólido de los 3

segmentos

En la senda de crecimiento

Récord Financiero

22

CRECIMIENTO RENTABLE

Q&A

Alberto Consuegra

Presidente de Cenit (E)

Rafael Guzmán

VP Técnico

Jorge Arturo Calvache

VP Exploración (E)

Felipe Bayón

Presidente

Adolfo Tomás Hernández

VP Refinación y Procesos

Industriales

PARTICIPANTES Q&AJaime Caballero Uribe

VP Corporativo de Finanzas

Pedro Manrique

VP Comercial y Mercadeo

Francy Edith Ramirez

VP Producción (E)

Carlos Vargas

VP Transformación

Jurguen Loeber

VP Ejecutivo (E)