Teleconferencia sobre el tercer trimestre de 2019 · 2019-11-18 · •Retorno de 4,4% •Fecha de...
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May 2019
Teleconferencia sobre el tercer trimestre de 2019
Noviembre 8 de 2019
Planteamientos con proyecciones a futuro
Esta presentación puede incluir algunos planteamientos con proyecciones a
futuro. Todos los planteamientos distintos a hechos históricos, contemplados
aquí, incluyendo, sin limitación, planteamientos relacionados con planes y
objetivos futuros de Canacol Energy Ltd. (“Canacol” o la “Compañía”), son
planteamientos con proyecciones a futuro que involucran varios riesgos,
supuestos, estimados e incertidumbres. Tales planteamientos reflejan las
proyecciones, expectativas o convicciones internas actuales de Canacol y están
basados en información actualmente disponible para la Compañía. No puede
haber seguridad de que tales planteamientos probarán ser precisos, y los
resultados reales y eventos futuros pueden diferir sustancialmente de
aquellos previstos en tales planteamientos. Todos los planteamientos con
proyecciones a futuro contenidos en esta presentación están matizados por
estas declaraciones de advertencia y los factores de riesgo descritos
anteriormente. Además, todos estos planteamientos se hacen a la fecha en
que se realiza esta presentación y Canacol no asume obligación de
actualizarlos o revisarlos.
Barriles de petróleo equivalente
Los barriles de petróleo equivalente (boe) se calculan usando el factor de
conversión de 5,7 Mcf (miles de pies cúbicos) de gas natural como
equivalentes a un barril de petróleo. Los boes pueden ser engañosos,
particularmente si se usan aisladamente. Una razón de conversión de boe de
5,7 Mcf:1 bbl (barril) se basa en un método de conversión de equivalencia de
energía aplicable principalmente en la punta del quemador y no representa
una equivalencia de valor en cabeza de pozo.
Ventas contractuales realizadas
Representan las netas antes de regalías.
USD
Todos los montos se presentan en dólares de EE. UU., a menos que se
indique otra cosa. 2Jobo-3
Julio de 2019
Aspectos financieros destacadosdel tercer trimestre de 2019
+25% en ingresos totales(1)
• De $43,9 a $55,1 MM
+41% en fondos provenientes de
las operaciones
• De $25,8 a $36,4 MM
+28% en EBITDAX
• De $36,0 a $46,0 MM
3(1) Netos de regalías y gastos de transporte
$43,9
$25,8
$36,0
$55,1
$36,4
$46,0
Revenues FFO EBITDAX
3Q '18 3Q '19
3 meses terminados en 30/9/18 vs. 30/9/19
USD $ en MM
+25%
+41%
+28%
Ingresos Fondos provenientes EBITDAXde las operaciones
3er trim. 2018
3er trim. 2019
Aspectos financieros destacadosdel tercer trimestre de 2019
Sólida tendencia de crecimiento de ventas de gas
En MMscf/d
Ventas contractuales realizadas totales
Antes de regalías, en BOEPD
Total26,020 boepd
or
120.5 MMscf/d
4
3er trimestre
Petróleo329
115,3
146,4 150,0
3Q '18 3Q '19 '19eguidance
'20eguidance
3er trimestre
2018Proyección
2020 eProyección
2019 e
+27%
>200,0
Gas Natural25.691
o146,4 MMscf/d
3er trimestre
2019
Modelo operacional de gas natural notablementeestable
5
Datos históricos de precios de venta y ganancias operacionales netasEn $/MCF
$5,27
$4,65
$4,39
$5,52
$4,87 $4,83 $4,83 $4,84
$4,42
$3,85 $3,62
$4,53
$3,89 $3,80
$3,88 $3,92
'13 '14 '15 '16 '17 '18 2Q '19 9m ended '19
Sales price, net of transportation Operating netback
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2do trim. 2019 9 m. term. 2019
proyección $4,75
Precio de venta, neto de transporte Ganancia operacional neta
Operacionalmente eficientes en tanto las ventasde gas aumentan
Gastos generales y administrativos (“G&A”)USD $ en MM, a menos que se indique otra cosa
$6,3 MM o
$3,14/boe$5,3 MM
o$2,22/boe
3Q '18 3Q '193er
trimestre 2018
3er trimestre
2019
-29%
$8,75
$7,08
$5,72
$3,72
$4,27
$3,65
$2,67
'13 '14 '15 '16 '17 '18 9mended9/30/19
Larga historia de disminución de G&A por boeUSD $ G&A/boe
6
2013 2014 2015 2016 2017 2018 9 m.
term.
30/9/2019
Aspectos financieros destacadosdel tercer trimestre de 2019
Fondos provenientes de las operaciones3 y 9 meses terminadosUSD $ en MM/acción - básicos
7
$25,8
$36,4
$75,6
$91,9
3Q '18 3Q '19 3Q '18 3Q '193er trim. 3er trim.2018 2019
3 meses terminados
3er trim. 3er trim.2018 2019
9 meses terminados
$0.52/acción
$0.20/acción
+41%
+22%
Instantánea de liquidez – Septiembre 30 de 2019
USD $ en MM
$4,6
$33,4
$49,1
Restricted cash Cash &equivalents
Working capitalsurplus
Efectivo Efectivo y Superávit
restringido equivalentes a de capital
a efectivo de trabajo
Clarinete 4Septiembre de 2019
Aspectos operacionales destacados recientes
Jul. 2019 Culminación de la expansión del
gasoducto de Jobo a Cartagena
• 85 km de tubería de 20 pulgadas + compresión
• +100 MMscf/d de capacidad
Sólidos resultados de pozo de Ocarina 1
• Depósito CDO
• Porosidad (%) 23%
• Tasa de prueba (en MMscfpd) 30
Ago. 2019 Ventas récord de gas natural de 217
MMscf/d
Sep. 2019 Sólidos resultados de pozo de Clarinete 4
• Zona productiva (en ft. TVD) 297
• Depósito CDO
• Porosidad (%) 22%
• Tasa de prueba (en MMscfpd) 40
8
9
Reducción del 40% en gastos operativos
de gas natural
• De $0,40 a $0,24/Mcf
• + volúmenes de venta de gas natural
• Los gastos operativos en su mayoría son fijos
Gastos operativos de gas natural USD $ / Mcf
$0,40
$0,24
3Q '18 3Q '19
-40%
(1) Representa los recursos medios brutos sin riesgo de un informe de recursospreparado por Boury Global Energy Consultants, efectivo a 31/7/18.
Aspectos operacionales destacados recientes
3er trimestre 2018 3er trimestre 2019
(1) Representa los recursos medios brutos sin riesgo de un informe de recursosprepaado por Boury Global Energy Consultants, efectivo a 31/7/18.
10
La Creciente
Bremen
Sincelejo
Guepaje
Mamay
Línea de Sabanas2017
SSJN 7Operador CNE + 50% WI
VIM 5100% WI
El Deseo Chimu
Pandereta
Níspero
Trombón
Palmer
Toronja
Canahũate
VIM 21100% WI
Breva Cañandonga
Nelson
Chirimía
Estación Jobo
Esperanza100% WI
Acordeón
VIM 19100% WI
Expansión del área de recursosde gas de Canacol
Ocarina
Nueva 3D
Oboe
Clarinete
Sólida trayectoria• Pozos de exploración/de avanzada 85%
• Pozos de desarrollo 100%
• Total pozos 26/30 (87%)
• Potencial actual para producir hasta 330 MMcf/d con pozos/instalaciones existentes
Amplia área de oportunidades futuras• > 140 prospectos e indicaciones
• 1,1 millones de acres netos
• 2,6 TCF de recursos prospectivos brutos (1)
Campo de gas
Prospecto
Indicación
Gasoducto – Línea de Flujo
Sísmica de 3D
Leyenda
Kilómetros
Gastos de capital netosdel tercer trimestre de 2019
US $ in MM
$11.0
$10.0
$30,8-$0,7
$9,8
$1,2
$0,9
$7,6
$12,0
11
USD $ en MM
Perspectiva
Proyecto de gasoducto a Medellín• Gasoducto de +100 MMcf/d en 2023 e• Gasoducto de 300 km al sur• Detalles por anunciar en nov. de 2019 e
Nueva política de dividendos de Canacol• USD $28 MM por año• Retorno de 4,4%• Fecha de registro: 16/12/19• Fecha de pago: 31/12/19
Programa de exploración continuada con
Arándala-1 • Con el depósito de Porquero como objetivo• Bloque de falla adyacente al descubrimiento
Breva-1• ~5 km al norte del Campo Nelson
5 para 6 en 2019• 2 pozos de exploración exitosos
(Acordeón 1, Ocarina 1)• 3 pozos de desarrollo exitosos
(Palmer 2, Nelson 7, Clarinete 4)
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Teleconferencia sobre eltercer trimestre de 2019
Noviembre 7 de 2019
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