Post on 30-Sep-2018
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Declaraciones Futuras
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Esta presentación puede incluir ciertas “declaraciones futuras”. Todas lasdeclaraciones incluidas en este documento, que no sean declaraciones de hechoshistóricos, incluyendo sin limitación, declaraciones relativas a planes y objetivosfuturos de Canacol Energy Ltd. o la “Corporación”, son declaracionesprospectivas que implican varios riesgos, suposiciones, estimaciones eincertidumbres. Estas declaraciones reflejan las actuales proyecciones internas,expectativas o creencias de Canacol Energy y se basan en informaciónactualmente disponible por la administración de la Corporación. No se generaninguna garantía de que tales declaraciones resulten ser exactas y los resultadosreales y eventos futuros podrían diferir materialmente de los anticipados endichas declaraciones. Todas las declaraciones futuras contenidas en estapresentación son calificadas por estas precauciones y los factores de riesgodescritos anteriormente. Además, todas estas declaraciones se hacen a partir dela fecha de esta presentación y Canacol Energy no asume ninguna obligación deactualizar o revisar dichas declaraciones.
Barriles de Crudo EquivalenteBarriles de petróleo equivalente (boe) se calcula utilizando el factor deconversión de 5.7 Mcf (mil pies cúbicos) de gas natural equivalente a un barril depetróleo. Boes pueden inducir a un error, en particular si se usa de maneraaislada. La proporción de conversión boe de 5.7 Mcf: 1 bbl (barril) se basa en unmétodo de conversión de equivalencia de energía aplicable en la punta delquemador y no representa una equivalencia en boca de pozo.
Producción y ReservasProducción neta representa la producción antes de regalías.Reservas representan las reservas 2P y antes de impuestos VPN-10 al 31 dediciembre de 2017.
USDTodas las cifras se encuentran expresadas en dólares americanos a menos que seindique lo contrario.
NASA en la noche, 2018
gas
¿Por Qué Gas Natural en Colombia?
3
Bogotá
Colombia
Mar Caribe
70 km
Bloques E&P de gas de Canacol
Bloques E&P de crudo
gas
• La democracia más antigua/estable de Sur América
• La 3ra economía más grande de Sur América
• Acuerdo de paz = seguridad
• Miembro más reciente de la OCDE
• Accenture Consulting clasifica la reforma regulatoria de petróleo y gas de Colombia entre los tres primeros(1)
• Estabilidad regulatoria
• Gas natural en Colombia
• Crecimiento de la demanda +3%/año(2)
• Disminución de la oferta -15%/año(2)
• Penetración residencial prom. de Gas Natural 65%(3)
• Baja penetración GNV(3)
• % del total de energía consumida 26%(3)
(1) “Estrategia de Energía” de Accenture, Marzo 2016(2) Para el mercado de la Costa Caribe de Colombia(3) Reporte Anual del Mercado de Promigas
Cartagena
Barranquilla
Cerro Matos0
Déficit de Oferta de Gas Natural en Colombia
X-Canacol, oferta de gas natural en el Caribe -15%/año
demanda +3%/año
Sin competencia doméstica Chevron ~282 MMcf/d
Hocol ~ 30 MMcf/d
Frontera ~25 MMcf/d
La capacidad de la infraestructura de transporte es un desafío clave para el crecimiento
El proyecto hidroeléctrico de Ituango atrasado 2 años / 2700 Mw.
Hocol30 MMcf/d
Frontera25 MMcf/d
Campos maduros de Chevron ~282 MMcf/d
Canacol114-129MMcf/d(1)
10 km
Bloques de gas de Canacol
Expansión gasoducto Promigas
Gasoductos existentes
4
-
200
400
600
800
1.000
1.200
'17 '18e '19e '20e '21e '22e '23e '24e '25e '26e
Guajira
Canacol
Cusiana-Cupiagua
(1) Estimado del guidance 2018 (2) Fuente: Wood Mackenzie
Demanda total en Colombia representa un caso bajo(3) Representa el punto medio del Guidance 2018e
122 MMcf/d(3)
→ 230 MMcf/d
Oferta de gas en Colombia(2)
En MMcf/d
Relacionado con el inicio de las operaciones de
Ituango. Ahora retrasado 2 años
Nueva fecha de inicio esperada para
Ituango
El Crecimiento Consistente de Canacol
• Sólido portafolio de gas
• Contratos E&P / acres netos 5 / 1.1 MM
• Precios fijos gas boca de pozo take/pay $4.75/mcf(1)
• Márgenes operacionales robustas >70%
• Acceso a infraestructura de transporte clave
• Continuo crecimiento de producción y reservas
• ‘18→‘19: crecimiento de producción estimado +89%
• Supera a los pares de la industria en la tasa de crecimiento de la producción esperada
• Adición de reservas 2P en los últimos 4 años 409 BCF
• Éxito sobresaliente en exploración de gas natural 86%
• El equipo creó $1B+ de valor a partir de 3 adquisiciones de gas
40,300Perfil de crecimiento de producción de gas natural
(1) Basado en contratos de gas actuales, netos de costos de transporte
70
81
114-129
230
'16a '17a '18e '19e
En MMcf/d
En boe/d
20,000-22,600
+89%
+44%
+16%
12,400
14,200
40,400
5
Reporte de reservas al 12.31.17Incluye activos de crudo de Canacol en Ecuador(1) VPN-10 antes de impuestos para las reservas 2P de petróleo y gas de Canacol al 12.31.2017(2) Representa la media bruta de recursos sin riesgar del reporte de recursos de Gaffney, Cline & Associates, 12.31.16(3) Valor monetario esperado descontado al 10%, reporte de recursos Gaffney, Cline & Associates, 12.31.16(4) Al 12.31.2017
6
• Éxito en gas natural
• Adquisiciones $170 MM
• Capital invertido $244 MM
$414 MM
• Valor creado $1.4 B(1)
• Éxito en perforación exploratoria 86%
• Reemplazo de reservas 2P ‘17 399%
• Sólida base de reservas apuntala el valor
• Bloques/acres netos 5 / 1.1 MM
• Reservas 2Pde gas 505 BCF
• Upside recursos >2 TCF(2)
• Valor recursos $789 MM(3)
• Entregando un flujo de caja sostenible de una vida de reservas 16 años
• F&D reservas 2P $0.63/Mcf(4)
17 20
65 72
89
7 8 11 18
18
23
14
13
14
'09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16 '17
35
43
79
85
103
Continuo Crecimiento de ReservasDescubrimiento de 409 BCF en reservas 2P en los últimos 4 años
Reservas 2P en MMboepetróleo gas
Gas natural$1.4 B en valor(1)
16 años en vida de reservas
+35% TACC
Cartagena
Barranquilla
Cerro Matos0
10 km
Bloques de Gas de Canacol
Expansión Gasoducto
Gasoductos existentes
Expansión de la Infraestructura para Alcanzar 230 MMcf/d en 2019
Estación Jobo
7
Bremen
Sincelejo
To Medellin
(1) Ventas de Gas Promedio 2Q ‘16
(2) Punto medio estimado del Guidance 2018
(3) Estimados Ventas de Gas
Dic ‘12 +20 MMcfd
• Adquisición corporativa de Shona Energy
• Gasoducto de 80 km hacia mina de ferro níquel Cerromatoso
Abr ‘16 +65 MMcfd - Ventas de Gas Corporativas 85 MMcfd(1)
• Gasoducto de 190 km fondeado por Promigas
Dic ‘17 +40 MMcfd - Ventas de Gas Corporativas 120 MMcfd(2)
• Línea de 6 pulgadas de 82 km fondeada por privados (“Sabanas”)
Dic ‘18 +100 MMcfd - Ventas de Gas Corporativas 230 MMcfd(3)
• Expansión línea de 20 pulgadas fondeada por Promigas
70 km Jobo → Sincelejo
100 km Cartagena → Barranquilla
2021 +100 MMcf/d - Ventas de Gas Corporativas 330MMcfd(3)
• Futuro proyecto de gasoducto a Barranquilla o Medellín
Guidance 2018 & Objetivos Claves
Sísmica pre-
operativa,
workovers &
otros
$30MM
Exploración &
Desarrollo
$33MM
US $ en MM
Preoperative seismic,workovers & other
$30MM
• Objetivos claves
1. Lograr tasa de 230 MMcf/d
2. Objetivo >100% reemplazo de reservas convencionales
3. Desinvertir de activos de crudo
4. Retener activos de crudo shale operados por ConocoPhillips para potencial upside
5. Convertirse en una compañía E&P de gas con un playpuro
Programa Perforación 2018
Bloque 1Q 2Q 3Q 4Q
Exploración
Gaiteros-1 VIM-5
Breva-1 VIM-21
Borojo-1 Esperanza
De avanzada/desarrollo
Pandereta-3 VIM-5
Chirimia-1 VIM-5
Cañahuate-3(Este) VIM-21
Cañahuate-2(Oeste) VIM-21
Facilidades &
Equipos
$17MM
Fondeado en su totalidad por efectivo y flujo de caja existentes8
• Guidance 2018• Gas 114 – 129 MMcf/d
• Crudo 1,700 boepd
• 7 pozos 4 exploración & avanzada3 workovers de desarrollo
• Expansión de facilidades Desde 200 → 330 MMcf/d
De procesamiento de gas
Presupuesto de capital de $80 MM para 2018
VIM 21
Esperanza
Chirimia
Campo Clarinete143 BCF
Cañandonga
Toronja
VIM 5
Oboe
Trombón
Níspero
Campo Nelson193 BCF
Cañahuate
Pandereta
5 km
Gas Canacol
Sísmica 3D
Línea de flujo
Lead
Prospecto
‘18 prospecto
“E” Exploración
“A” De avanzada
(1) Reporte Gaffney Cline, efectivo 12/31/16
Por favor ver página 2 para declaraciones de precaución
• 12 de 14 pozos de exploración exitosos
• Éxito 86%
• 2 reservorios
• Ciénaga de Oro (“CDO”) (profundo)
• Porquero (somero)
• Estadísticas clave
• 44 prospectos / 2 TPC upside(1)
Una Historia Exitosa de Gas Natural Convencional
Breva
EstaciónJobo
Palmer
Cañahuate 3(E)Cañahuate 2(O)
9
Promedio
Espesor neto Tasa prueba Costo pozo
Ft. TVD MMcf/d $ MM
CDO 85 42 $4.5
Porquero 59 30 $3.9
Promedio 72 38 $4.2
• 3 para 3
• Un nuevo, emergente e importante tipo de play en Porquero
• Canacol está investigando un futuro upside en Porquero a través de 1.1 acres netos
1 KMExtracción AVO sobre el Porquero Medio Marcador SST
Nuez-1
Datil-1
Cacahuate-1
VIM-21
Toronja-114 pies
BREVA-129 pies
Arandala-1
Carambolo-1
Éxito de Breva-1 produce al menos 5 locaciones más
10
Exploración Porquero Breva-1 Toronja-1 Nelson-6
May '18 Jun '17 Nov '16Tasa de prueba (MMscfpd) en proceso 24 23
Espesor (ft. TVD) 29 14 39
Porosidad 27% 20% 19%Días para perforar 13 6 9
Profundidad total (ft. MD) 7,560 7,200 6,400
Reproduciendo éxito de CDO con AVO en Porquero
Nelson-579 pies
Nelson-639 pies
3D
Incluye espesor neto en ft. TVD
Tercer Descubrimiento Consecutivo de Gas en Porquero SomeroBreva-1 – sabiendo que rojo significa gas
Ecuador
140 280 420 560
Km
Océano Pacífico
Colombia
Cuenca del Magdalena MedioShale
Feb ‘18 Venta de Ecuador
• $36.4 MM en ingresos de efectivo
Jun ‘18 Venta de Crudo Convencional, Colombia(1)
• $20 MM en ingresos de efectivo +
• $20 MM en acciones ordinarias de Arrow inmediatamente distribuidas a accionistas
• Cierre esperado Mediados de julio 2018
• 8 Bloques Llanos, Caguán-Putumayo
& Mag Medio Convencional
• Obligaciones & compromisos Comprom explor $54 MM
Garant Financ $21.1MM
Oblig OBC $9.0MM
Oblig ARO $3.9MM
Desinvertir de Activos de Crudo
11(1) Sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones
Crudo Shale La LunaCuenca del Magdalena Medio
• Roca generadora >2.3 trillones de barriles en América del Sur
• Portafolio no convencional de Canacol
• Socio operador ConocoPhillips• Participación no operada 20%• 2 Bloques VMM2 & VMM3• VMM2 1ra fase exploración• D&M prospectivo Mejor P50 – 168 MMbls
reporte recursos(1) Mayor P10 – 263 MMbls
• 2019 – 2020 Actividad ConocoPhillips
• Finales ‘17 Aplicación para licencia para perforar & fracking
6 pozos horizontales/VMM2 & VMM3• Principios ‘19 Fecha esperada para recibir permiso• Plan ‘19 VMM3 – perforación & fracking 1 pozo
horizontal• Plan ‘20 VMM2 – perforación & fracking 1 pozo
horizontal
140 280 420
Km
560
Ecuador
Colombia
Límite deposicionalde Shale La Luna
Magdalena Medio
12
BloquesVMM2 & VMM3
(1) Reporte de Recursos Prospectivos No-Convencionales de Degoyler & McNaughton, Oct 2014. Pro forma para Bloques VMM2 & VMM3
MMcf/d
+12%+25%
$6.5
$6.1
1Q '17 1Q '18
US $ en MM, excepto BOE data
Menores costos de G&A corporativo
$4.28/boe
$3.27/boe
-24%
13
Sólidos Resultados 1Q ‘18Creciendo un negocio altamente rentable
Fondos provenientes de operacionesUS $ MMX-Ecuador
$15,9
$21,5
1Q ´17 1Q ´18
Altos márgenes de operación
35%
US $/Mcf
Ing nat gas $5.14
Transp ($0.41)
Regalías ($0.62)
Opex ($0.40)
Netback operacional de gas
$3.71
72% margen
US $/Boe
$29.30
$21.15
Crecimiento de ventas de gas contractuales realizadas
76 85 106 114-129
230
3Q '17 4Q '17 1Q '18 '18e '19e
14
(1) Asume netback & G&A similar a números actuales(2) Incluye opciones “in-the-money” basadas en CDN $4.22/precio acción (3) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.77) al 6.8.18(4) Al 3/31/18(5) Libor fluctuante de tres meses +5.5% al 4/26/18
US $ en MM, excepto CDN $/acción
TSX $/acción(6/8/18) CDN $4.22
FD acciones en circulación(2) 181
Capitalización de Mercado(3) $ 585
Deuda Neta(4) $ 259
Valor Empresa “EV” $ 844
Participación Junta y Gerencia 22%
Estructura de CapitalMay ‘18: Cierre de notas sr. no garantizadas de $320 MM
• Reemplazo facilidad de crédito anterior
• Reducción anual de la tasa de interés por ~75 puntos básicos
• Cambio de flotante ~8%(5) por fijo 7.25%
• Pagos de amortización diferidos
• Pago del principal en madurez o en 2025
Al 03.31.2018
• Efectivo $61 MM
• Efectivo Restringido $13 MM
• Superávit de Capital de Trabajo $95 MM
TSX: CNE | BVC: CNE.CResumen Financiero
81MMcf/d
114-129MMcf/d
230MMcf/d+60%
+96%
$88
$130-$150
$275 (1)
Incrementando la generación de EBITDA
US$ en MM
‘17 ’18E Con el nuevo gasoductoplaneado para 2019