Post on 19-Apr-2020
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Declaraciones Futuras
2
Esta presentación puede incluir ciertas “declaraciones futuras”. Todas las
declaraciones incluidas en este documento, que no sean declaraciones de hechos
históricos, incluyendo sin limitación, declaraciones relativas a planes y objetivos
futuros de Canacol Energy Ltd. o la “Corporación”, son declaraciones prospectivas
que implican varios riesgos, suposiciones, estimaciones e incertidumbres. Estas
declaraciones reflejan las actuales proyecciones internas, expectativas o creencias
de Canacol Energy y se basan en información actualmente disponible por la
administración de la Corporación. No se genera ninguna garantía de que tales
declaraciones resulten ser exactas y los resultados reales y eventos futuros
podrían diferir materialmente de los anticipados en dichas declaraciones. Todas
las declaraciones futuras contenidas en esta presentación son calificadas por estas
precauciones y los factores de riesgo descritos anteriormente. Además, todas
estas declaraciones se hacen a partir de la fecha de esta presentación y Canacol
Energy no asume ninguna obligación de actualizar o revisar dichas declaraciones.
Barriles de Crudo Equivalente
Barriles de petróleo equivalente (boe) se calcula utilizando el factor de conversión
de 5.7 Mcf (mil pies cúbicos) de gas natural equivalente a un barril de petróleo.
Boes pueden inducir a un error, en particular si se usa de manera aislada. La
proporción de conversión boe de 5.7 Mcf: 1 bbl (barril) se basa en un método de
conversión de equivalencia de energía aplicable en la punta del quemador y no
representa una equivalencia en boca de pozo.
Producción y Reservas
Producción neta representa la producción antes de regalías.
Reservas representan las reservas 2P y antes de impuestos VPN-10 al 31 de
diciembre de 2016.
USD
Todas las cifras se encuentran expresadas en dólares americanos a menos que se
indique lo contrario.140 280 420 560
Km
Bogota
Gas Natural
19 bloques /2.1 MM acres netos
Mar Caribe
Colombia
3
Líder en el Crecimiento de Producción de Gas Natural
+44% TACC en producción de gas
MMcf/d
Objetivo
70 85
~230
'16 '17e '18e '19e
114 -129
(1) Basado en contratos de gas actuales, netos de costos de transporte(2) Incluye opciones “in-the-money” basados en CDN $4.24 / precio acción(3) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.78) al 3/4/18(4) Al 9/30/17
• Objetivo para el 2018
• Capital $80 MM
• Gas 114 – 129 MMcf/d
• Crudo 1,700 boepd
• % gas >90%
• Precio prom. gas $4.75/MMbtu(1)
• 2019
• Nuevo gasoducto Promigas +100 MMcf/d
USD en MM, excepto CDN $/acción
TSX $/acción (3/4/18) CDN $4.24
Acciones en circulación FD(2) 178
Capitalización de mercado(3) $ 585
Deuda neta(4) $ 243
Valor empresa “EV” $ 828
Participación Junta y Gerencia 22%
Una Historia de Descubrimientos+409 BCF en reservas 2P en los últimos 4 años
En USDReporte de reservas a diciembre de 2017. Incluye activos de crudo de Canacol en Ecuador.(1) VPN-10 AI para reservas 2P de crudo y gas de Canacol a diciembre de 2017(2) Vida de reservas 2P de crudo y gas de Canacol a diciembre de 2017
4
3 adquisiciones de gas2 adquisiciones de crudo
• Crecimiento de exploración altamente disciplinado
– Evaluado sobre 150 transacciones
• 3 adquisiciones de gas de calidad
Base de reservas de larga vida
Reservas de gas adquiridas (‘12) 96 BCF
Adición de Canacol de reservas 2P 409 BCF
505 BCF
Éxito de exploración de gas 10/12 pozos (83%)
Pozos productores 17
Recursos con amplio potencial
Acres netos 1.1 MM
Bloques 5
Media bruta de productos sin riesgar(2) > 2 TCF
VME-10 AI(3) US $789 MM
Prospectos / leads 44
En MMboecrudo gas
35
43
79
85
103SSJN-7
17 20
65 72
89
7 8 11 18
18 23
14
13
14
'09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16 '17
+35% TACC en reservas 2P
$1.6 B en valor(1)
16-años Índice de Vida de Reservas(2)
Gas Canacol vs. Gas de Norte América
$1
$2
$3
$4
$5
$6
Mar
'14
Jun
'14
Se
p '1
4
De
c '1
4
Mar
'15
Jun
'15
Se
p '1
5
De
c '1
5
Mar
'16
Jun
'16
Se
p '1
6
De
c '1
6
Mar
'17
Jun
'17
Se
p '1
7
De
c '1
7
$4.96(1)
Vendiendo gas de precio superior en un ambiente de precios establesPromedio trimestral del precio de venta en USD por MMbtu
$2.82
(1)Para los tres meses terminados el 9/30/2017
Mayor netback / productividad = ventaja competitivaGas Canacol vs. los 8 plays de gas más económicos en N.A. 2018e USD netback operativo USD $/Mmbtu antes de impuestos2018E precio Canacol $4.75/MMbtu2018E precio USD/Canadá $2.75/MMbtu
$1.95
$3,66
$2,38
$2,08
$1,79
$1,49
$1,49
$1,49
$1,34
$1,19
$- $1,00 $2,00 $3,00 $4,00
NE Penn (US)
Kakwa-Nest (CA)
Sunrise/Sunset (CA)
SW Penn super rich (US)
Septimus (CA)
SW Penn rich (US)
Dawson (CA)
Susquehanna (US)
Canacol
Rec. InversiónCanacol 8 mesesProm. top 8 25 meses
Fuente: Scotiabank
5
Dic
‘14
Dic
‘15
Dic
‘16
6
Comparación Gas NaturalCanacol vs. Norte América
Economía especial del gas
(1) Contratos de gas realizados proyectados por Canacol para ‘18e, netos de costo de transporte(2) Investigación E&P Barclays N.A. - Estimado NYMEX spot 2018 (3) Investigación E&P Barclays N.A. – AECO 30+ día spot al 1/29/18. Conversión CDN - USD al 1/29/18.(4) Netback operativo Scotiabank 2018E(5) Representa los top 8 plays más económicos de gas convencional en N.A.(6) Costos F&D para reservas 2P de Canacol para el calendario 2017(7) Promedio de costo D&A de Canacol para el programa de exploración de ‘18e
Plan para el 2018
Exploración & Desarrollo; $33
Facilidades & equipos; $17
Sísmica, workover & otros; $30
$80 MM presupuesto de capital para 2018US $ en MM
1. Asegurar que la capacidad productiva de gas exceda 230 MMcf/d en Dic 2018
• Objetivo ‘17e 85 MMcf/d
• Objetivo ‘18e 114-129 MMcf/d
2. Ejecutar el programa de 7 pozos
• Programa 4 exploración & de avanzada
3 desarrollo
• Costo F&D prom. $0.63 / MCF(1)
• ‘18e precio venta prom. $4.75 / MCF(2)
3. Desinvertir el portafolio activos de crudo convencional de primer nivel
• Creando un play puro, una compañía E&P colombiana enfocada en gas natural limpio
(1) Costo F&D para reservas 2P de gas de Canacol para el calendario 2017(2) Basado en contratos de gas actuales, netos de costo de transporte
Peso del gas: 97% de producción y capital
7
Construir Capacidad Para Exceder 230 MMcf/d
• Programa de perforación acelerado
• 2 taladros
• 4 pozos de exploración
• 3 desarrollo
• Facilidades
• Sistema recolección de gas – eliminar cuello de botella
• Expansión planta de gas de 200 → 300 MMcf/d
• Objetivos claves
• Lograr capacidad de 230 MMcf/d a mitad de 2018
• Agregar nuevas reservas para desarrollar proyectos de gasoductos en el futuro
Ejecutar programa de 7 pozos y mejorar facilidades
2018
Bloque 1Q 2Q 3Q 4Q
PERFORACIÓN
Exploración
Gaiteros-1 VIM-5
Breva-1 VIM-21
Borojo-1 Esperanza
De avanzada / desarrollo
Pandereta-3 VIM-5
Chirimia-1 VIM-5
2 pozos adicionales (TBD)
FACILIDADES
Sub-estación Clarinete VIM-5
Sistema tratamiento de agua Esperanza
Sub-estación Betania Esperanza
8
9
2015 – 2016 gasoducto fondeado por Promigas
(1) ANH statistics
Éxito de Canacol Requirió Acceso a Nuevos Clientes
Cartagena
Mar Caribe
Estación Jobo
+65 MMcf/d N
(1) Estadísticas ANH
10 km
Bloques de gas Canacol
190 km gasoducto Promigas
Gasoductos existentes
4 bloques785k acres
20 MMcf/d S Cerro Matos0
• ‘14 → ‘16: Canacol descubrió más gas que todos los demás exploradores colombianos combinados(1)
• Adquirió reservas 2P de gas ('12) 96 BCF
• Reservas 2P agregadas por Canacol +409 BCF
• ‘15 → ‘16: Promigas fondeó y construyó gasoducto de 190 km desde los descubrimientos de Canacol a Cartagena
• Reemplazando la oferta decreciente de los campos de Chevron
• ‘15 → ‘16: Esta nueva infraestructura permitió a Canacol incrementar su producción de 20→ 85MMcf/d
• +65 MMcf/d hacia el norte a Cartagena
• 20 MMcf/d existentes hacia el sur a Cerro Matoso
Barranquilla
Campos maduros de Chevron~333 MMcf/d
10
2017 – 2018: infraestructura nueva y expandida
(1) ANH statistics
El Crecimiento de Canacol Requiere Expansión de InfraestructuraDentro del cronograma para entregar +100 MMcf/d en Dic ‘18
3
Sincelejo
1Filadelfia
Cartagena
Barranquilla
Estación Jobo
Bremen
Crecimiento del portafolio de gas ganador de Canacol en el tiempo
201285k acres
2014 Hoy1.1MM acres
1
En Abr 2017, adquirió bloque SSJN-7
• En Dic 2017, ↑ capacidad en 40 MMcf/d
• Línea de 6 pulgadas fondeada por privados Jobo → Bremen (“Sabanas”)
En Dic 2018, programado ↑ capacidad por segunda expansión del gasoducto de Promigas
• Línea 20 pulgadas fondeada por Promigas Jobo → Sincelejo
• Promigas hacia el norte 165 MMcf/d
• Sabanas hacia el norte 40 MMcf/d
• Cerro Matos0 hacia el sur* 25 MMcf/d
2
2
3
VIM 19
Esperanza
VIM 21
SSJN-7
VIM-53
10 km
Bloques de gas Canacol
Expansión gasoducto Promigas
Gasoductos existentes
Nuevas estaciones de compresión
+100 MMcf/d N
Sabanas3
Campos maduros de Chevron~270 MMcf/d
Mar Caribe
Cerro Matos0
Objetivo230 MMcf/d
* Incluye 5 MMcf/d de otros clientes
Rica Historia Construyendo Gasoductos
Esperanza
Palmer
Toronja
Oboe
Campo de gas Canacol
Línea de flujo
5 km
Pandereta
Cañandonga
Cañahuate
Estación Jobo
Trombón
Níspero
Campo Nelson 193 BCF
VIM 5
VIM 21
11
Campo Clarinete143 BCF
Sabanas Nov 2017
• ‘15→’17 7 proyectos de gasoductos completados
• ~130 kilómetros agregados
• Obtuvo $30 MM para construir gasoducto Sabanas
• Financiamiento privado (no-dilutivo)
• Dic 5, 2017: inicio de operaciones
• 82 kilómetros
• Línea de 6 pulgadas
Tasa de Éxito de Exploración del 83%
VIM 21
Esperanza
‘18 Chimiria-1 (appraisal)
Campo Clarinete143 BCF
Cañandonga
Toronja
PalmerVIM 5
Oboe
Trombón
Níspero
‘18 Breva-1 (Porquero
exploración)
‘18 Borojo-1 (CDO exploración)
Lead
Prospecto
‘18 prospecto
‘18 de avanzada / desarrollo
Campo Nelson193 BCF
5 km
• Trayectoria probada de dos formaciones geológicas productivas
• Ciénaga de Oro (“CDO”)
• Porquero
• Programa de 3 pozos de exploración en el 2018
• Objetivo: 2 CDO / 1 Porquero
• Aplicando AVO para investigar la presencia de areniscas cargadas de gas
• Éxito exploración de gas 10 de 12 (83%)
• Espesor neto prom./ pozo 77 ft. TVD
• Tasa de prueba prom./ pozo 32 MMcf/d
12
Estación Jobo
Campo gas Nelson
Sísmica 3D
Línea de flujo
Cañahuate
Pandereta
BLOQUE CENTRAL (HORST)
BLOQUE FALLA OESTE
BLOQUE FALLA NORTE
PAN-1
PAN-2
PAN-3
500 MBLOQUE
FALLA SUR
CDO
Pandereta-2 Pandereta-1
VIM-5
CDO
64 pies espesor neto de gas20.5% porosidad
130 pies espesor neto de gas23% porosidad
Búsqueda en Pandereta 1, 2, 3 Prueba 159 MMcf/d Combinado
Pandereta-1 Pandereta-2 Pandereta-3
• Inicio perforación Oct ‘17 Dic ‘17 Ene ‘18
• Objetivo primario CDO CDO CDO
• Espesor neto de gas (en tvd) 64 pies 130 pies 103 pies
• Prueba de flujo 29 MMcf/d 51 MMcf/d 79 MMcf/d
Flujo abierto absoluto 140 MMcf/d 168 MMcf/d13
Sabiendo Que Rojo Significa Gas,Cuál Mapa Utilizaría Para Explorar Gas?
1 KM
3D sin calibrar 3D calibrado para análisis AVO
Breva-1
Arandala-1
Carambolo-1
Extracción AVO sobre formación Porquero
Incluye tasas de prueba
Descubrimiento
Prospecto
Nuez-1
Datil-1
Cañahuate-1
14
Toronja-146 MMcf/d
Nelson-513 MMcf/d
Nelson-623 MMcf/d
Aplicando AVO para investigar la presencia de areniscas cargadas de gas (ej: reservorio Porquero)
Exploración en 2Q 2018 Breva-1
• Breva-1
• TD 7,300 ft md
• Reservorio objetivo Porquero
• Costo perforación (D&A) $3.1 MM
• 3 posibles localizaciones adicionales perforables desde la locación del pozo Breva
1 KMExtracción AVO sobre el Porquero Medio Marcador SST
NUEZ-1
DATIL-1
CAÑAHUATE-1
A
B
VIM-21
TORONJA-1
NELSON-5
NELSON-6
BREVA-1
ARANDALA-1
CARAMBOLO-1
BREVA-1TORONJA-1
A B
Tope Porquero
Breva-1 ofrece conexión de 3km al campo de gas ToronjaEl pozo Breva-1 probó el play en Porquero, definido con análisis AVO
LocaciónBREVA
15
Pozo de Avanzada en 2Q 2018Chirimia-1 ubicado a ~1km de Clarinete-1 (producción probó 45 MMcf/d)
• Chirimia-1
• TD 9,440 ft md
• Reservorio objetivo Formación CDO
• Costo perforación (D&A) $3.65 MM
• Perforado desde locación Clarinete-1 (CLA-1)
• En caso de éxito, el pozo será inmediatamente conectado a la línea de flujo de Clarinete a Jobo
VIM-5
Evaluar estructura fallada adyacente al campo Clarinete (Reservas 2P: 135 BCF)(1)
Anomalía AVO (Rojo/Amarillo) para reducir el riesgo
16
OBOE-1
CLA-3CLA-2
CLA-2ST
1 km
CHIRIMIA-1
Mapa estructural en profundidad CDO Superior
B
A
A B1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
Basemento
Línea en buzamiento (Factor de Fluido)
CLA-1 CHIRIMIA-1
(1) Reservas 2P del campo Clarinete al 12/31/2017
CLA-1
Punto penetradoen CDO Superior
• Borojo-1 es un prospecto apoyado por AVO en CDO
• TD 9,920 ft md
• Reservorio objetivo Ciénaga de Oro
• Costo perforación (D&A) $3.6 MM
• El pozo COR-12 produjo 10 BCF (no perforado en ubicación estructural óptima)
Extracción de atributo “Factor de Fluido” al tope CDO, contornos en profundidad del tope CDO sobreimpuestos
A
B
COR-12
500 M
Cierre estructural más bajo
Borojo-1
Feijoa-1
Feijoa-1
500 M
Esperanza
Exploración en 3Q 2018Borojo-1
17
BA
Sección “Factor de Fluido”
Cierre estructural prominente con fuerte anomalía
Borojo-1
Ecuador
140 280 420 560
Km
Océano Pacífico
Colombia
Cuenca Caguán PutumayoCrudo pesado
Cuenca LlanosCrudo Ligero
Cuenca del Magdalena MedioShale
Magdalena SuperiorShale
Ecuador
• Dic ‘17: anuncio venta de activos en Ecuador por ingresos en efectivo de $36.4 MM
Colombia
• Desinvertir de activos en Colombia
• Portafolio diversificado 4 cuencas
• Bloques / acres netos 14 / 1.0 MM
• Producción ~2k bopd(1)
• Potencial de explotación prometedor para playde shale convencional naturalmente fracturado
• Acceso a shale de talla mundial en La Luna
(1) Producción neta antes de regalías de Canacol, para los tres meses terminados el 9/30/1718
Desinvertir de Crudo de Canacol-Colombia 2Q 2018: se espera cierre transacción
19
$1,50
$2,50
$3,50
$4,50
20 22
38
70
86 84 83 77 76
122
~230
Crecimiento de producción de gas impulsa precio acciónProducción trimestral en MMcf/dCDN $/acción
La tasa año/año de crecimiento de producción de gas se ha vuelto positiva
20
75 85
122
~230+275%
+13%
+43%
+82%
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
-
50
100
150
200
MMcf/d
‘17e → ‘18e +43%
‘18e → ‘19e +82%
Un Futuro Más Brillante
Activos Especiales Entregan Flujo de Caja Significativo
20
'16 '19e
$135
~$275
US $ En MM
• Crédito senior garantizado a término
• Credit Suisse + sindicado $305 MM
• Términos L+5.50%• Mar ‘19 → Mar ‘22 ~$24 MM de pagos principales
para 13 trimestres consecutivos
El operador con menores costos gana(1)
En USD(1) Para los tres meses terminados el 9/30/2017(2) Excluye Ecuador, el cual espera cierre de venta
• Activos especiales
• Entregando gas natural bajo contratos de largo plazo con precio take-or-pay (~$4.75/MMbtu prom.)
• Negocio poco intensivo en capital
• $80 MM en 2018
• Incrementar producción en 82%
$/MCF
Ingresos gas natural $ 4.96
Gastos de transporte $ (0.26)
$ 4.70
Regalías $ (0.51)
Gastos de producción $ (0.36)
Netback operativo $ 3.83
% margen 77%
(2)
Ebitda significativo para el servicio de la deuda
Contacto IR TSX: CNE | BVC: CNE.C
21
Mauricio HernándezGerente Relación con Inversionistas
+57.1.621.1747mhernandezt@canacolenergy.com
Apéndice – Comparación Gas Convencionalanacol
Gas Canacol vs. Top 8 Plays en Norte América
$0,91
$0,83
$0,75
$0,75
$0,70
$0,70
$0,63
$0,58
Kakwa-Nest (CA)
Septimus (CA)
NE Penn (US)
Susquehanna (US)
SW Penn super rich (CA)
Sunrise/Sunset (CA)
Canacol
Dawson (CA)
Comparación costo F&DUS $/MMbtu
Fuente: ScotiabankInformación comparativa de costo F&D para los top 8 plays más económicos en N.A. para el calendario 2016. La información de 2017 estará disponible en unas cuantas semanas.Información de costos F&D de Canacol para el año calendario 2017.