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Enero 2018
El Camino Hacia ~230 MMcf/d
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2
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
Bogotá
Gas Natural
19 bloques /2.1 MM acres netos
Mar Caribe
Colombia
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3
Líder en el Crecimiento de Producción de Gas Natural
+48% TACC en producción de gas
MMcf/d
Objetivo
70 85
229
'16 '17e '18e '19e
114 a129
(1) Basado en contratos de gas actuales, netos de costos de transporte(2) Incluye opciones “in-the-money” basados en CDN $4.48 / precio acción (3) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.80) al 1/12/18(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 (1/12/18) CDN $4.48
Acciones en circulación FD(2) 176
Capitalización de mercado(3) $ 630
Deuda neta(4) $ 243
Valor empresa “EV” $ 873
Participación Junta y Gerencia 22%
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Una Historia de Descubrimientos+314 BCF en reservas 2P en los últimos 4 años
En USDPro forma para la venta de los activos de Canacol en Ecuador en Dic ‘17(1) No incluye la adquisición del activo de exploración SSJN-7 de Pacific Exploration & Production(2) Reporte de recursos prospectivos de gas natural convencional de Gaffney, Cline & Associates (“GCA”), efectivo Dic ‘16(3) Valor Monetario Esperado descontado al 10%, GCA Dic ‘16
En MMboe(1)
oil gas
17 20
65 72
7 8 11 14
14
19
9
8
'09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16
8074
4
3 adquisiciones de gas(1)2 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-'14) 96 BCF
Adición de Canacol de reservas 2P de gas 314 BCF
410 BCF
Éxito de exploración de gas 10/11 pozos (91%)
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
+51% TACC en reservas 2P
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Plan para el 2018
Exploración & Desarrollo; $33
Facilidades & equipo; $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. $0.44 / MCF(1)
• ‘18e precio de 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) Promedio de los últimos dos años consecutivos(2) Basado en contratos de gas actuales, netos de costos de transporte
97% es dedicado a activos de gas
5
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Construir Capacidad Para Exceder 230 MMcf/d
• Programa de perforación acelerado
• 2 taladros
• 4 pozos de exploración y de avanzada
• 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
Canahuate-3 Esperanza
2 pozos adicionales (TBD)
FACILIDADES
Sub-estación Clarinete VIM-5
Sistema tratamiento de agua Esperanza
Sub-estación Betania Esperanza
6
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7
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 de la ANH
10 km
Bloques de gas de 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-'14) 96 BCF
• Reservas 2P agregadas por Canacol +314 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 estructura permitió a Canacol incrementar su producción de 20→ 85 MMcf/d
• +65 MMcf/d hacia el norte a Cartagena
• 20 MMcf/d existentes hacia el sur a Cerro Matoso
BarranquillaCampos maduros de
Chevron~333 MMcf/d
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8
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-5
3
+100 MMcf/d N
Sabanas
3
Campos maduros de Chevron
~270 MMcf/d
Mar Caribe
Cerro Matos0
230 MMcf/d objetivo
* Incluye 5 MMcf/d de otros clientes
10 km
Bloques de gas de Canacol
Expansión de gasoducto Promigas
Gasoductos existentes
Nuevas estaciones de compresión
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Rica Historia Construyendo Gasoductos
Esperanza
Palmer
Toronja
Oboe
Campo de gas de Canacol
Línea de flujo
5 km
Pandereta
Cañandonga
Cañahuate
EstaciónJobo
Trombón
Níspero
Campo Nelson 193 BCF VIM 5
VIM 21
9
Campo Clarinete143 BCF
Sabanas Nov 2017
• ‘15→’17 Completados 7 proyectos de gasoductos
• ~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
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Tasa de Éxito de Exploración del 91%
VIM 21
Esperanza
’18 Pandereta-3(desarrollo)
Campo Clarinete143 BCF
Cañandonga
Toronja
PalmerVIM 5
Oboe
’18 Gaiteros-1 (exploración)
Trombón
Níspero
’18 Breva-1 (Porquero
exploración)
’18 Borojo-1 (CDO exploración)
Lead
Prospecto
‘18 prospecto
‘18 de avanzada / desarrollo
Campo Nelson 193 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 11 (91%)
• Espesor neto prom./ pozo 84 ft. TVD
• Tasa de prueba prom./ pozo 32 MMcf/d
10
Estación Jobo
Campo de gas de Canacol
Sísmica 3D
Línea de flujo
’18 Cañahuate-3 (de avanzada)
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11
BLOQUE CENTRAL (HORST)
BLOQUE FALLA OESTE
BLOQUE FALLA NORTE
PAN-1
PAN-2
PAN-3
500 MBLOQUE
FALLA SUR
• Pandereta-1 probó 29 MMcf/d
• Inició perforación Oct ’17
• Objetivo primario: CDO 64 ft tvd espesor neto de gas
• Objetivos secundarios Tubará inferior 34 ft tvd espesor neto de gas Basamento fracturado 51 ft tvd espesor de gas
CDO
• Pandereta-2 probó: 51 MMcf/d con choque o 140 MMcf/d con flujo abierto absoluto
• Inició perforación Dic ’17
• CDO: objetivo primario 130 ft tvd espesor neto de gas
• Pandereta-3 inició perforación en Enero 12, 2018
Pandereta-2 Pandereta-1
VIM-5
CDO
64 ft. espesor neto de gas20.5% porosidad
130 ft. espesor neto de gas23%% porosidad
Búsqueda en PanderetaEl éxito de Pandereta 1 y 2 llevan a la reciente perforación de Pandereta-3
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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 sobreformación Porquero
Incluye tasas de prueba
Descubrimiento
Prospecto
Nuez-1
Datil-1
Cañahuate-1
12
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)
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Exploración en 1Q 2018 Gaiteros-1
• Gaiteros-1: se espera inicio perforación el 18 de enero de 2018
• Anticlinal de cierre contra falla, definido por sísmica 3D
• Reservorio objetivo Ciénaga de Oro
• TD ~10k ft md
• Costo perforación (D&A) $3.6 MM
Estructura de tiempo CDO medio
2KM
Gaiteros-1
13
VIM 21
Esperanza
’18 Pandereta-3(development)
Clarinete Field 143 BCF
Cañandonga
Toronja
PalmerVIM 5
Oboe
Trombon
Nispero
’18 Breva-1 (Porquero
exploration)
’18 Borojo-1 (CDO exploration)
Lead
Prospect
‘18 prospect
‘18 appraisal / development
Nelson Field 193 BCF
5 km
Jobo Station
Canacol gas field
3D seismic
Flow line
’18 Canahuate-3 (appraisal)
VIM-5
’18 Gaiteros-1 (exploración)
’18 Pandereta-3(desarrollo)
Campo Clarinete143 BCF
’18 Cañahuate-3 (de avanzada)
Estación Jobo
’18 Borojo-1 (CDO exploración)
’18 Breva-1 (Porquero
exploración)
Campo Nelson 193 BCF VIM 5
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Exploración en 2Q 2018Breva-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
14
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• 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 enubicación structural óptima)
Extracción de atributo “Factor de Fluido” al tope CDO, contornos en profundidad del tope CDO sobreimpuestos
A
B
COR-12
500 M
Cierre structuralmás bajo
Borojo-1
Feijoa-1
Borojo-1Feijoa-1
500 M
Esperanza
Exploración en 3Q 2018Borojo-1
15
BA
Sección “Factor de Fluido”
Cierre structural prominente con fuerte anomalía
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Ecuador
140 280 420 560
Km
Océano Pacífico
Colombia
Cuenca Caguan PutumayoCrudo pesado
Cuenca LlanosCrudo ligero
Cuenca del Magdalena MedioShale
Magdalena SuperiorShale
• Sólida base de activos productores
• Producción ~2k bopd(1)
• Reservas 2P 7.6 MMbls(2)
• Potencial de exploración
• Portafolio diversificado 4 cuencas
• Bloques / acres netos 14 / 1.0 MM
• Potencial de explotación prometedor para playde shale convencional naturalmente fracturado
• Acceso a shale de talla mundial en La Luna
(1) Producción neta antes de regallías de Canacol, para los tres meses terminados el 9/30/17
(2) De acuerdo al reporte de reservas del 12/31/1616
Desinvertir de Crudo de Canacol2Q 2018: se espera cierre transacción
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17
$1,50
$2,50
$3,50
$4,50
20 22
38
70
86 84 83 77 76
122
222
Crecimiento de producción de gas impulsa precio acciónProducción trimestral en MMcf/dCDN $/acción
La tasa año/año de crecimiento de producción de gas se volvió positiva
20
75 85
122
222 +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
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Activos Especiales Entregan Flujo de Caja Significativo
18
'16 '19e
$135
~$275
US $ en MM
• Crédito senior garantizado a término
• Credit Suisse + sindicado / 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
Costo de transporte $ (0.26)
$ 4.70
Regalías $ (0.51)
Costo de producción $ (0.36)
Netback operativo $ 3.83
% margen 77%
(2)
Flujo de caja significativo para el servicio de la deuda
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Contacto TSX: CNE | BVC: CNE.C
19
Mauricio HernándezGerente Relación con Inversionistas