Declaraciones Futuras
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.
Ventas realizadas de gas contratado
Representan las ventas netas antes de regalías. Las reservas representan las reservas 2P y antes de impuestos VPN-10 al 31 de
diciembre de 2017.
USD
Todas las cifras se encuentran expresadas en dólares americanos a menos que se indique lo contrario. 2
Por qué Gas Natural en Colombia?
3
Bogota Colombia
Gas Convencional
Colombia
• La democracia más antigua/estable de Sur América
• La tercera economía más grande de Sur América
• Estabilidad regulatoria(1)
Gas natural en Colombia(2)
• Demanda de gas del país ~ 1 BCF
• Costa Caribe ~ 40%
• Demanda creciendo 2-3%/año
• Competencia Limitada
• Oferta de gas x-Canacol declinando ~12%/año
Producción de Gas de Canacol en Colombia
• Actual >130 MMcf/d(2)
• Jun ‘19e ~215 MMcf/d
• Precio boca de pozo ‘19e $4.75/ MMcf/d(2)
7
70km
Bloques E&P de Canacol
(1) “Strategy Energy” de Accenture, Marzo 2016: Accenture Consulting clasifica la reforma regulatoria de petróleo y gas de Colombia entre las primeras tres(2) Guidance corporativo 2019
CrudoNo-convencional
Cartagena
Barranquilla
Cerro Matos0
Déficit de Suministro de Gas Natural en Colombia
Sólida demanda de gas en la Costa Caribe de Colombia
• Demanda ~450 MMcf/d
aumenta 3% / año(2)
Declive terminal en el suministro de gas del Caribe
• Por 30+ años, Chevron proporcionó ~50% del suministro de gas
• Los tiempos han cambiado desde la entrada de Canacol al mercado de gas en el 2012
Canacol está reemplazando a Chevron como el mayor proveedor de gas en la costa Caribe
• El único explorador activo en los últimos seis años
Hocol30 MMcf/d
Frontera25 MMcf/d
GuajiraCampos Chevron
~225 MMcf/d
Canacol179 MMcf/d(1)
4
(1) Representa guidance corporativo 2019e(2) Fuente: UPME Colombia
Mar Caribe
10 km
Bloques Gas Canacol
Expansión Gasoducto Promigas
Gasoductos Existentes
5
Éxito en gas natural
• Adquisiciones $170 MM
• Capital invertido $301 MM
$471 MM
• Valor creado $1.4 B(1)
• Reemplazo reservas 2P ‘17 399%
Sólida base de reservas apuntala el valor
• Bloques/acres netos 5 / 1.1 MM
• Reservas 2P de gas Dic ‘17 505 BCF
• Adición reservas 2PJul ‘18 + 59 BCF
• Upside de recursos 2.6 TCF(2)
Descubrimos 468 BCF en 5 años
Reportes de reservas al 12/31/17 y 7/31/18(1) VPN-10 antes de impuestos para las reservas 2P de gas de Canacol al 12/31/2017(2) Representa la media bruta de recursos sin riesgar de un reporte de recursos preparado por Boury Global Energy Consultants, efectivo el 7/31/18
95 114
365
409
505
59
'13 '14 '15 '16 '17 '18
En BCF
+40% TACC en reservas 2P de gas natural
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(2)
• Netback operativo $3.75/Mcf
• Márgenes operacionales robustos ~70%
Continuo crecimiento de producción y reservas
• ‘18→‘19 crecimiento de producción estimado +65%
• Adición de reservas 2P en los últimos 5 años 468 BCF
• Éxito sobresaliente en exploración de gas natural 80%
(1) Finales de 2018(2) Basado en el guidance 2019e de Canacol
Representa contratos realizados de gas, netos de costos de transporte6
40,300Perfil de crecimiento de producción de gas natural
En MMcf/d
+16%
El equipo creó $1B+ de valor de tres adquisiciones de gas
+60%
+65%
(1)
70 81
130
215
'16 '17a '18 '19e
Cartagena
Barranquilla
Cerro Matos0
10 km
Bloques gas Canacol
Expansión gasoducto
Gasoducto existente
Infraestructura Para Apoyar Crecimiento Superior en Ventas
Estación Jobo
Bremen
Sincelejo
A Medellin
2012 → 16 MMcf/d
• Adquisición de Shona Energy
• Gasoducto 80 km → mina níquel Cerromatoso
2016 → 70 MMcf/d
• Gasoducto de 190 km fondeado por Promigas
2017 → 81 MMcf/d
• Línea de 82 km fondeada por privados Jobo-Bremen
2018e → 130 MMcf/d
Jun ‘19e → 215 MMcf/d(1)
• Expansión fondeada por Promigas
• 70 km Jobo → Sincelejo
• 100 km Cartagena → Barranquilla
2021e → 315 MMcf/d
• Potencial gasoducto de 100 MMcf/d a Barranquilla
o Medellín
7(1) La diferencia entre ‘19e capacidad productiva (230 MMcf/d) y ‘19e producción corporativa anticipada (215 MMcf/d) tiene en cuenta el tiempo de mantenimiento de facilidad y gasoductos
Mar Caribe
Plan de Capital 2019
Programa de 9 pozos: 1 pozo 2018, 8 pozos 2019$119 MM
(1) Sísmica pre-operativa, workover, social, y otros costos
# Pozo Clasificación 4Q '18 1Q '19 Restante '19
1 Nelson-13 Desarrollo
2 Palmer-2 De Avanzada
3 Nelson-7 Desarrollo
4 Acordeon-1 Exploración
Con el éxito de Acordeon-1, perforar inmediatamente locaciones siguientes
5 Pandereta-5 De Avanzada
6 Clarinete-4 De Avanzada
7 Arandala-1 Exploración
8 Saxafon-1 Exploración
9 Cañahuate-2 Desarrollo
(1)
Enfoque 2019
• Aumentar capacitad de tratamiento de gas de 200 → 330 MMcf/d
• Aumentar ventas de gas de >130 → ~215 MMcf/d
• Perforar 8 pozos de exploración, de avanzada y de desarrollo
• Ejecutar acuerdo definitivo para aumentar ventas de gas en +100 MMcf/d en 2021
8
$ en MM
Sísmica 3D
$16
Otros $23
Expansión de facilidad y
equipo $30
6 pozos de exploración y de
avanzada + 2 pozos de
desarrollo $50 (1)
La Creciente
PanderetaOboe
Nispero
Trombon
Palmer
Toronja
Cañahuate
SSJN 750% WI
VIM 5100% WI
Bremen
Sincelejo
Guepaje
Mamay
VIM 19100% WI
Esperanza100% WI
VIM 21100% WI
Sabanas 2017
Breva
Clarinete
Cañandonga
Nelson
Chirimia
EstaciónJobo
El Deseo Chimu
Campo de gas de CanacolCampo de gasProspectoLeadSísmica 3DLínea de flujo existenteLínea de flujo futuraFacilidades
5 10 15 km
Promigas 2019 2016
Canacol-gas '12 - '13 '14 - '16 '17 - '18 CAGR
Bloques 2 4 5 14%
Acres netos (en 000s) 85 725 1,100 44%Recursos brutos (en TCF)(1) 0.1 2.0 2.6 59%
Prospectos & leads 7 44 115 49%
Expandiendo los Recursos de Gas de Canacol
(1) Representa la media bruta de recursos prospectivos sin riesgar9
Aumento reciente del 30% en recursos prospectivos(Fuente: reporte de recursos de Gaffney Cline & Associates, efectivo12.31.2017)
El Plan Hacia Adelante
• ‘19 Programa de 8 pozos
• ‘19 – ‘21 Adquirir sísmica 3D (VIM5, VIM19, SSJN7)
• ‘20+ Perforación exploratoria en nueva sísmica 3D (VIM5, VIM19, SSJN7)
Pozo de Desarrollo Nelson-13Dic ‘18: encontramos el reservorio de gas más espeso en historia corporativa
Campo Nelson
A BEstructura de profundidad al tope CDO
500 MPunto de intersección con la formación
B
A
Nelson-13Nelson-13
10
266 ft TVD de espesor neto de gas de 2 zonas
SSJN 7
VIM 5
VIM 19
VIM 21
EsperanzaNelson-13
Sección geosísmica a lo largo de la trayectoria del pozo Nelson-13
Nelson 4 & 5 (“N-4, N-5”)• Perforado 2011 & 2014• Producción actual 8 & 14 MMcf/d• Producción acumulada 13 & 6 BCF
Reservorio
Porquero CDO Total
N-4 Espesor neto (ft. TVD) 52 162 214
Porosidad prom. (%) 23% 22%
N-5 Espeso neto (ft. TVD) 107 117 224
Porosidad prom. (%) 27% 22%
N-1
3 Espesor neto (ft. TVD) 104 162 266
Porosidad prom. (%) 26% 20%
11
Palmer-2: apuntando a CDO + upside Porquero
SSJN 7
VIM 5
VIM 19
VIM 21
EsperanzaPalmer-2
Pozo de Avanzada Palmer-2 Inicio 1Q ‘19: aumentar la capacidad de producción a 230 MMcf/d
A
BPalmer-2
Campo Palmer
Palmer-1Perforado Jul ‘14Producción actual 10 MMcf/dProducción acumulada 9 BCF
• Profundidad 9,600 ft. MD• Ubicación objetivo 82 pies estructuralmente más alto que Palmer-1
• Despla. horizontal 1,000 metros
• Costo perforación $3.9 MM
• Conexión rápida a las facilidades existentes de Palmer
Sección geosísmica a lo largo de la trayectoria de Palmer-2
Atributo evento AVO
UpsidePorquero
1 KM
Estructura de capital con extracción de factor de fluido (AVO) al nivel del tope CDO
BA
Palmer-1 Palmer-2
Palmer-2 análogo Palmer-1
Reservorio CDO
Espesor neto (en ft. TVD) 64
Porosidad (%) 16-22%Tasa prueba (en MMcf/d) / choque
15.5 / 36/64"
ObjetivoCDO
Punto de intersección con la formaciónUbicación del pad en superficie
Campo Nelson
Estructura de profundidad al tope CDO500 MPunto de intersección con la formación
B
A
Nelson-7
12
Nelson-7 inició 1Q ‘19 apuntando a Ciénaga de Oro
SSJN 7
VIM 5
VIM 19
VIM 21
EsperanzaNelson-7
Pozo de Desarrollo Nelson-7Inicio 1Q ‘19: aumentar la capacidad de producción a 230 MMcf/d
Sección geosísmica a lo largo de la trayectoria de Nelson-7
A BNelson-7
Nelson 2 & 3 (“N-2, N-3”)• Perforado 2011• Producción actual 13 & 15 MMcf/d• Producción acumulada 19 & 21 BCF
• Profundidad 8,200 ft. MD
• Ubicación objetivo 119 pies estructuralmente más alto que Nelson-2
• Despla. horizontal 350 metros
• Costo perforación $3.8 MM
Nelson-7 análogos N-2 N-5
Reservorio CDO CDO
Espesor neto (en ft. TVD) 162 159
Porosidad (%) 20-28% 19-28%
Tasa prueba (en MMcf/d) / choque 11.4 / 28/64" 5.6 / 36/64"
Objetivo CDO
Pozo de Exploración Acordeon 1 Inicio 1Q/2Q ‘19: Múltiples locaciones a seguir en caso de éxito
B
Sección de factor de fluido a través de Acordeon-1 y -3
13
BA
SSJN 7
VIM 5
VIM 19
VIM 21
Esperanza
Acordeon-1
Acordeon-1 Acordeon-3
A
B
Chirimia ‘18
Clarinete ‘14
A-2
A-3
Acordeon-A, -B,-C
Estructura de profundidad con extracción de factor de fluido (AVO) al nivel de CDO Medio1 KM Locación del pad en superficie
Acordeon-1
Atributo evento AVO• Costo perforación $3.7 MM
• A 3 km de los descubrimientos Clarinete y Chirimia
• <1km para conectar a la línea de flujo propuesta de Pandereta-Jobo
ObjetivoCDO
Objetivo del pozo: Investigar la presencia de reservorios con areniscas cargadas de gas con el soporte de la metodología AVO
14
US $ en MM, excepto CDN $/acción
TSX $/acción (2/6/19) CDN $4.37
FD acciones en circulación(1) 180
Capitalización de mercado(2) $ 594
Deuda neta(3) $ 299
Valor empresa “EV” $ 893
Participación Junta y Gerencia 22%
Estructura de Capital
Al 09/30/2018
• Efectivo $53 MM
• Superávit de Capital de Trabajo $66 MM
Resumen Financiero
Sólido crecimiento proyectado para el EBITDA
US$ en MM
(1) Incluye opciones “in-the-money” basadas en $4.37/precio acción(2) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.76) al 2/6/19(3) Al 9/30/18
TSX: CNE | BVC: CNE.C
+23%
$88
$135
$220
$270
'17 '18e '19e '20e
~
~
~
+63%
15
Nov ‘18: anuncio de oferta normal del emisor
• Reemplazo de facilidad de crédito anterior
• Reducción de la tasa de interés anual por ~75 puntos básicos
• Reemplazo de la tasa de interés variable de ~8%(1) por una fija de 7.25%
• Pagos de amortización diferidos
• Pago del principal en la madurez o en el 2025
Acciones Recientes de Finanzas Corporativas
May ‘18: cierre de notas senior no garantizadas por $320 MM
(1) Tasa de interés variable de Libor a 3 meses +5.5% al 4/26/18
TSX: CNE | BVC: CNE.C
BB- B1
• Aprobada por TSX para comprar hasta 14.1 MM acciones
• 10% del flotante público
• ~31k acciones como máximo de compra por día
• 1 año de aprobación para comprar acciones en el mercado abierto termina el 11/19/2019
• La Corporación considera que su precio de mercado no refleja su valor subyacente
Top Related