1. No category

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.
USD
Todas las cifras se encuentran expresadas en dólares americanos
2
Desarrollar la gran base de reservas de gas natural
hasta la recuperación de los precios del petróleo
Reservas 2P(1)
Gas
362 “BCF” (64 MMboe)
$958 MM(2)
Petróleo
16 MMbls
$269 MM(2)
Enfocados en el gas y crudo a tarifa
52% no sujeto al precio del petróleo, a Sept ‘15
Gas
3,455 boepd (32%)
Crudo Tarifa
2,156 (20%)
Producción de gas 2016(3)
% no sujeto al precio del petróleo
Actual
Precio
EBITDA
Mensual/diario
Netback
81 MMcf/d (14,200 boepd)
~85%
35 MMcf/d (6,140 boepd)
$31/boe
$135 MM
$11 MM / $369k
$26/boe
(1) Reporte de reservas a Jun ‘15
(2) Representa VPN – 10 antes de impuestos
(3) Producción promedio estimada para año calendario 2016
3
Descubrimiento Clarinete, Dic ‘14
↑ producción de gas desde 39→90 MMcf/d para Mar‘16
Ninguna inversión adicional para lograr y mantener
los volúmenes durante 5 años
Precio promedio de venta $31/boe
EBITDA(1)
$135 MM/año
$11 MM/mes
Capitalización de Mdo. CNE
US $282 MM
~2.1x proyectado
EBITDA de gas ‘16
(1)
No incluye flujo de caja de la producción de crudo existente
4
Sólidos netbacks con la más larga vida de reservas
Gas de Canacol ‘16(1)
América del Norte(2)
$26/boe netback estimado
Mas de 10-años de vida de reservas
Solo 3 campos suministran la Costa del Caribe Colombiano
El suministro en la Costa ha declinado 70 MMcf/d
(12,200 boepd) durante el año anterior(5)
Simplemente cubriendo estas declinaciones,
casi se duplica el negocio de Canacol
$6/boe Netback
Chuchupa
Menos de 5 años de vida de reservas
Ballena
-170 MMcf/d (29,800 boepd) deficit para ’18(5)
Barranquilla
Contratos de gas a 5 años con precios que aumentan cada año
Gas de Canacol ‘16
Mar Caribe
$31.41/boe(3)
Aumento en el precio
2-3%
No sujeto a los precios globales
Cartagena
Campo de Gas
Masiva base de reservas desde un principio
La Creciente
2 descubrimientos triplicaron las reservas 2P año/año a 362 “BCF”(64Mmboe)
>3 “TCF” (525 MMboe) recursos totales prospectivos no riesgados(4)
4 bloques,
~785k acres netos
Clarinete
(1) Para los tres meses terminados 9/30/15
(2) Scotiabank´s The Playbook: “Clasificando los “plays” de petróleo y gas en Norte América” – Sexta
Edición, Sept ´15.
(3) Estimación del precio de ventas de Gas para ’16: $31.41, ’17: $35.80
(4) Estimaciones de la Gerencia
(5) ACP Colombia a Jun ‘15
Compresor
Gasoducto Promigas
Palmer
Nelson
Cerro
Matoso
5
La demanda de gas para Colombia podrá
aumentar ~3x más rápido que la demanda mundial
La demanda de gas en el mercado objetivo de
Canacol (Costa Caribe) crecerá ~3x más rápido que
la demanda del país
MMcf/d
+6%
500
450
400
Termoelectricidad
350
+10% CAGR
+1%
+4%
-2%
300
+2%
250
200
+3%
150
100
Bogotá
+2%
50
0
'14
'15
'16
Residential
Residencial
Commercial
Comercial
Industrial
Industrial
Ecopetrol
Ecopetrol (1)
Transport
Transporte
Thermoelectric
Termoeléctrico
'17
'18
Petrochemical
Petroquímico
Fuente : Proyecciones de la UPME sobre la región de la Costa Caribe a jul ’15
(1) No incluye 100 MMpc /d de la demanda de la refinería Reficar a partir de mediados '16 y en adelante
6
Cartagena
Oct ‘15
Finalizada, línea de flujo de 15 km que une a Clarinete con Jobo
Nov ‘15
Finalizadas, facilidades en Jobo, capacidad de 50→140 MMcf/d
’16
Cuadruplicar la producción de Gas
20 → 81 MMcf/d promedio para ‘16
Ene ‘16
+19 MMcf/d → 39 MMcf/d
Feb ‘16
+41 MMcf/d → 80 MMcf/d
Mar ‘16
+10 MMcf/d → 90 MMcf/d
Desde 120
hasta
185 MMcf/d
Filadelfia
La Creciente
Sincelejo
Ampliar Ebitda de Gas $30 → $135 MM
$11 MM / mes
$369 K / día
2016
+65 MMcf/d de
nueva capacidad
Jobo
Ene ‘16
Ampliación gasoducto entre Sincelejo – Cartagena
Feb ‘16
Nueva compresión en Filadelfia
Clarinete
Palmer
Nelson
Campo de Gas
25 MMcf/d
al sur
(5 MMcf/d,
Compresor
Gasoducto
Promigas
7
Excepcional Plataforma de Gas
Precio contratado‘16
$5.51/MMbtu
($31.41/boe)
EBITDA acumulado(1)
Margen operativo del ~80% por MMcf/d
Netback estimado ‘16
$4.54/Mmbtu
($26/boe)
Producción de gas 4x
Producción de Gas ‘16 (boepd)
EBITDA de gas (MM)
Capex acumulado(1)
14,200
$135
$ MM
'15e
'16e
'17e
'18e
'19e
'20e
El negocio de E&P con menor
inversión de capital en Colombia(1)
CAPEX acumulado de gas (MM) 5-años
EBITDA acumulado de gas (MM) 5-años
$280
$1,500
(1) Representa EBITDA acumulado riesgado y Capex acumulado riesgado para 15e→’20e
8
VIM 5
3D
Zona Superior “GWC”
@ -6,410 pies
nivel bajo el mar
Evaluación
Oboe -1
Oboe-1
Inicio perforación
Mediados Ene ‘16…
~3,000 acres
3km
(1) Reporte de reservas a jun´15, VPN – 10 antes de impuestos
(1)
Reservedereport
as aofjun´15.
Feb ’15,
pre-tax mejor
NPV-10
(2) Reporte
recursos
Representa
escenario de recursos no riesgados y
(2) Resource
report
as
of
Feb
’15,
pre-tax
NPV-10
VPN-10 riesgado antes de impuestos
* “GWC” Gas Water Contact: Contacto Agua-Aceite
Clarinete-2 ST
127 ft de espesor
23% porosidad
Probó 30 MMcf/d
Subcrop edge
Clarinete-1
149 ft de espesor
26% porosidad
Probó 44MMcf/d
9
Geografía
La Creciente
El mercado de gas con mayor crecimiento
en Colombia
3D
Mundo >> Colombia >> Costa del Caribe Colombiano
+1%
+3%
+6% por año.
VIM 19
Geología
100%
Repetición del reservorio Ciénaga de Oro
‘11 Nelson
‘14 Palmer
‘14 Clarinete
pipeline
VIM 5
100%
Gas
Plataforma de
Crecimiento
362 “BCF”(1) + potencial >3 “TCF”(2)
50 prospectos/leads
Bloques
4
Acres totales
~785k, ~15% de la cuenca
3D
Clarinete
VIM 21
Crecimiento ´16
Producción 4x, 20 → 81 MMcf/d
Aumentar ebitda $30 → $135 MM
100%
ESPERANZA
100%
(1) Reporte de reservas a Jun ‘15
(2) Estimaciones de la gerencia de recursos totales de gas prospectivos no riesgados
Ciénaga de Oro
Mapa Estructural
0
Palmer
Nelson
5
10 km
Prospectos y leads
Campos y descubrimientos
Las Maracas
~12 MMbls
Jaga
27 MMbls(1)
‘08→ a la fecha
Bloques
Acres netos/ campos
Éxito de exploración
Reservas 2P restantes
Sep ‘15
Producción
Precio/netback
Leono
Pantro
Tigro
Rancho Hermoso (100%) y LLA 23 (90%)
112k / 6
5/6 pozos
5 MMbls(2)
LLA 23
Cravo S
~9 MMbls
Cravo E
~8 MMbls
4,301 bopd
$34.01 / $19.75 por barril
Padrote
Chitara
Listos para reiniciar actividades,
cuando el momento sea el indicado
Completar programa de sísmica 3D
Finalizada la centralización de las facilidades de procesamiento (“CFP”)
Dic ‘14 → Sep ’15: disminución de los costos de operación desde
$19.17 → $7.52/bbl
Nueva
3D
Macarenas
~6 MMbls
3D
Danes N
Danes
Maltés
Pointer CPF
Labrador
Rancho
Hermoso
Asumiendo éxito de exploración en tendencias paralelas…
Potencial ~40 MMbls de recursos prospectivos restantes(3)
27 MMbls(1)
CPF en Pointer y línea de flujo de 28 kms ofrecen una rápida unión
para futuros descubrimientos y pozos de evaluación
(1)
(2)
(3)
Barriles totales producidos desde agosto de 2008 a enero de 2015
Reporte de reservas a Jun´15
Estimaciones de la gerencia de recursos netos prospectivos recuperables no riesgados
Pumara
Falla
Campos de crudo
Lead
Línea de flujo
Prospecto
11
En US MM
Acciones en circulación “FD”
Capitalización de Mdo.
Deuda neta
159 (1)
US $282 (2)
$172
Valor de empresa
$454
Efectivo
Efectivo restringido
EBITDA de Gas ‘16
$82 (3)
$61
$135
BNP Paribas, acuerdo crediticio de largo plazo
$200 MM, saldo $180 MM después de prepagar $20 MM en Sep ‘15
Vence en Sep ’19, sin amortizaciones hasta Dic ‘17
Interés pagadero trimestralmente a LIBOR + 4.75%
Participación Accionaria
15%
Gerencia &
Junta
25%
18%
23%
19%
Apollo notas senior
$100 MM, $75 MM utilizados
Vence en Dic ‘19
Interés pagadero trimestralmente a LIBOR + 8.50%
(1) A 1/7/16. Incluye “in the money” basado en CDN 2.50/acción.
(2) Convertido utilizando tasa de cambio CDN → USD (0.71) a 1/7/16
(3) A Sept ´15. Pro forma para incluir inversión adicional por $33 MM
del inversionista estratégico, Cavengas Holdings S.R.L.A
* “FD”: Fully Diluted – Totalmente Diluidos
12
Calle 113 No. 7-45
Torre B – Oficina 1501
Bogota, Colombia
+571.621.1747
[email protected]
Eighth Avenue Place
4500, 525 – Eighth Avenue South West
Calgary, Alberta T2P 1G1 Canada
214.235.4798
[email protected]