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Bogotá
RESULTADOS FINANCIEROS
2Q - año fiscal 2015
Febrero 16 de 2015, Bogotá
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 a boca de pozo.
2
Producción Promedio Trimestral
antes de regalías
Ecuador
Gas
LLA23
RH & Otros
Netback Corporativo:
$37,70
13,256 boepd
Netback Corporativo:
$25,14
11,822 boepd
2.273
Netback Corporativo:
$20,56
Netback Corporativo:
$26,68
10,950 boepd
9,961 boepd
1.967
Netback Corporativo:
$22,73
10,455 boepd
1.704
3.334
1.759
2.156
3.236
3.502
3.954
3.472
5.675
4.953
4.512
1.974
Sep 30 2014
1.666
1.232
Dic 31 2014
Mar 31 2015
3.472
4.112
776
715
Jun 30 2015
Producción trimestral, incluida en Estados Financieros y Reporte de Gestión y Análisis, para cada uno de los periodos
Sep 30 2015
54 % no
sujeto a WTI
Opex y Transporte
Trimestre a trimestre, los gastos operacionales y de
transporte han disminuido
LLA 23
$ 37,70
Opex + Transporte
Producción año/año:
OPEX:
Netback
2014 - $17.07/bbl
2015 - $7.52/bbl
$ 26,68
$ 25,14
$ 22,73
$ 20,56
$ 17,01
$ 16,21
$ 11,82
$ 9,18
$ 7,26
Sep 30, 2014
Dic 31, 2014
Datos por barril equivalente
Mar 31, 2015
Jun 30, 2015
-28%
-56%
Sep 30, 2015
FONDOS AJUSTADOS
PROVENIENTES DE OPERACIONES
INGRESOS AJUSTADOS
$ 33,9
$ 32,8
$ 16,4
$ 15,2
-7%
-12%
$ 10,9
$ 29,9
Mar 31, 2015
Jun 30, 2015
Cifras trimestrales en millones de dólares americanos
Sep 30, 2015
Mar 31, 2015
Jun 30, 2015
Sep 30, 2015
Financiación
Crédito Preferencial a Término Fijo
(Abril de 2015)
Colocación Privada – Cavengas Holdings S.R.L.
US$ 200 Millones
Vencimiento:
Sept 30, 2019
Tasa:
Libor + 4,75%
Periodo de gracia:
Hasta Dic, 2017
Covenants Financieros más flexibles
CDN $/acción:
$2,50
Inversión de capital:
C$ 79MM - US 60 MM
-Pago parcial de la deuda $ 20 MM
-Flexibilidad en el CAPEX enfocado al desarrollo del
portafolio de Gas
- Dos nuevos Directores:
Sept 30, 2015:
1. Sr. Cisneros
Pre-pago:
US$ 20 Millones
Saldo:
US$ 180 Millones
2. Sr. Sosa
El trimestre terminado el 30 de Septiembre, 2015 tuvo sólidos resultados
operacionales y financieros:
Operacionalmente:
 Se confirmó el descubrimiento de gas Clarinete con los resultados exitosos del pozo de
evaluación Clariente-2ST
 Descubrimiento de crudo liviano en Ecuador
 Disminución de los costos de producción en LLA-23 a menos de la mitad Y/Y (/boe)
Financieramente:
 Nuevo Inversionista Estratégico “Cavengas” por C$79 millones
 Pre-pago de la deuda bancaria con BNP por US$20 millones
 Posición de Efectivo:
Efectivo $48,5 MM
Efectivo Restringido $61,3 MM
+ $33 MM – Inversión de Cavengas en Oct 16
+ $25 MM disponibles Nota Senior Apollo
Promigas anunció un nuevo calendario para la entrada en operación del gasoducto:
Finales de diciembre 2015
Finales de enero 2016
Mediados de febrero 2016
capacidad adicional +19 MMscfpd
capacidad adicional +50 MMscfpd
capacidad adicional +65 MMscfpd
Se firmaron nuevos contratos de ventas de gas
Volumen máximo de gas contratado durante el 2016 alcanza 90 MMscfpd
Producción promedio de gas durante el 2016 - 81 MMscfpd
Precio promedio de los contratos de gas durante el 2016 aumentó a US$5.50/Mcf
Una vez publicado el presupuesto del 2016, se definirá el guidance de petróleo.
Buscadores probados de Petróleo y Gas
en Colombia y Ecuador
Valor pagado
~$230 MM
Valor generado >$1.2 B(1)
‘08
Descubrimientos
>50 MMboe en Reservas 2P
Exploración
16-de-25 pozos (64%)
Desarrollo
53-de-55 pozos (96%)
‘11
‘12
PETRÓLEO
‘14
GAS
+59% “CAGR” en reservas de gas 2P
Gran base de reservas de gas natural
hasta la recuperación de los precios del petróleo
La más larga vida de reservas en Colombia
Reservas 2P(1)
Gas
362 BCF* (64 MMboe)
$958 MM(2)
Petróleo
16 MMbls
$269 MM(2)
Total
Sept ‘15
10,727 boepd(3)
Promedio ‘16 :
Gas contratado
14,200 boepd
Petróleo
“TBD”* en presupuesto ’16
Gas 80%
64 del total
43
35
80 MMboe
$1.2b(2)
Producción
80
18
7
8
'09
'10
11
'11
Petróleo
16
'12
(1) Reporte de reservas a Jun ‘15
(2) Representa VPN-10 antes de impuestos
'13
'14
'15
(3) Para los 3 meses terminados en 9/30/15
*BCF: “Billion Cubic Feet”, Billones de pies cúbicos
*TBD: “To be determined”, Por definirse
% de la producción total de CNE
Oil
Petróleo
Tariff
Tarifa
Gas
Gas
Enfocados en el gas y en el crudo a tarifa
52% no sujeto al precio del petróleo, a Sept ‘15
Gas
3,455boepd (32%)
Tarifa
2,156 (20%)
Reducir la exposición a la volatilidad del precio
del petróleo
Para el ’16, hasta el ~85% de la producción corporativa no esta
52%
54%
40%
Jun '14
Sep '14
Dec '14
Mar '15
Jun '15
Sep '15
sujeta a los precios mundiales del petróleo
$ / boe
Dic
Dec´14
'14
$19,17
Sep '15
Sept
´15
“Maquinaria liviana”
LLA-23
-Desmovilizados los equipos en alquiler
-61%
-Recientemente se finalizó el proceso de
centralización de facilidades
-34%
$7,52
$7,39
-33%
$4,91
-Reduciendo los costos a través de reinyección de
$3,04
agua
G&A
LLA 23
$2,04
Esperanza
OPEX
Presupuesto E&D ´15 $84 MM
~63% desarrollo
Crudo liviano
Oriente
$8 MM
Llanos
Gas seco
$33 MM
Magdalena inferior
$43 MM
49%
Para el 2016:
↑ producción 20 → 81 MMcf/d
↑ Ebitda de gas $30 → $135 MM
1 pozo de gas por perforarse a mediados de nov ‘15
Gas seco
Pozo de evaluación Oboe-1
Línea de flujo hacia Jobo
Crudo liviano
Confirmar “leads” exploratorios
Múltiples prospectos definidos con la
nueva sísmica 3D
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
Sector
350
Termoeléctrico
+10% CAGR(1)
300
+1%
+4%
-2%
+2%
250
200
+3%
150
100
Bogotá
+2%
50
0
'14
'15
'16
Residential
Residencial
Commercial
Comercial
Industrial
Industrial
Ecopetrol
Ecopetrol
Transport
Transporte
Thermoelectric
termoeléctrico
'17
Petrochemical
Petroquímico
Fuente : Proyecciones de la UPME sobre la región de la Costa Caribe a jul ’15
'18
3 campos de gas principales que suministran la Costa del Caribe
Colombiano
Simplemente cubriendo las declinaciones,
Ballena, Chuchupa y La Creciente
casi se duplica el negocio de gas de Canacol(3)
´15 (actual)
´18 (estimación)
476 MMcf/d(1)
340 Mcf/d(2)
Demanda prevista ‘18
DEFICIT
510 MMcf/d(1)
-170 MMcf/d
Chuchupa Ballena
Riohacha
(furera de línea)
Barranquilla
Mar Caribe
Durante los últimos 2 años, el suministro de gas hacia
la Costa Caribe ha declinado en un -70 MMcf/d por año(3)
Cartagena
Después de la finalización del gasoducto, Canacol será el nuevo proveedor
Campo de Gas
2 descubrimientos triplicaron las reservas 2P a 362 BCF año/año
Compresor
Gasoducto Promigas
Recursos totales prospectivos no riesgados >3 “TCF”(4)
La Creciente
Canacol multiplicará en 4x la producción de gas a 81 MMcf/d
Mercado único con contratos de gas a precio fijo
Clarinete
(1) ACP Colombia a Mar ’15. Representa la demanda únicamente de la Costa Caribe.
(2) Ministerio de Minas y Energía a Jun´15
(3) Medida tomada a partir de la declinación promedio (70 MMcf/d) durante los últimos dos periodos y
comparándolo con la tasa de salida proyectada de 81 MMcf/d para Canacol en 2016
(4) Estimaciones de la Gerencia
Palmer
4 bloques,
~785k acres netos
Nelson
Cerro
Matoso
Cartagena
Nov ´15
Nov ´15
2016
7 plantas de
energía a gas
Finalizar 15 km de la línea de flujo que une a Clarinete con Jobo
Ampliar facilidades Jobo 50→140 MMcf/d
De 120 a
185 MMcf/d
Filadelfia
Cuadruplicar la producción de 20 → 81 MMcf/d
Aumentar el Ebitda de $30 → $135 MM
La Creciente
Sincelejo
2016
Nueva capacidad
+65 MMcf/d
Campos de gas
Compresor
Gasoducto
Promigas
Finalizar ~190 KM de tubería (16”)
Ampliación Sincelejo – Cartagena
Jobo
Clarinete
Palmer
Nueva compresión en Filadelfia
Nelson
25 MMcf/d
al sur…
60.000
50.000
Excepcional Plataforma de Gas
40.000
9 contratos de venta de gas no sujetos a los
precios mundiales de petróleo
Clientes (años)
30.000
5-15
20.000
´16
$5.50
10.000
´17
$6.28
Rango de precios de ventas de gas (/MMbtu)
Aumento en el precio (/año)
2-3%
Avg.
0
boepd
'15e
'16e
'17e
'18e
'15e
'16e
'17e
'18e
'19e
'20e
$1.600
Margen operativo del 80% por MMcf/d
$1.400
$1.200
Negocio de E&P en Colombia con óptima relación
de inversión de capital(1)
CAPEX acumulado de gas (MM) 5-años
EBITDA acumulado de gas (MM) 5-años
$280
$1,500
$800
$600
$400
Producción de gas 4x
Producción de Gas ´16 (boepd)
EBITDA de Gas (MM)
$1.000
14,200
$135
(1) Representa EBITDA acumulado riesgado y Capex acumulado riesgado para 15e→’20e
$200
$ MM
$-
'19e
'20e
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
100%
Geología
Repetición del reservorio Ciénaga de Oro
‘11 Nelson
‘14 Palmer
‘14 Clarinete
pipeline
VIM 5
100%
Gas
Plataforma de
Crecimiento
50 prospectos/leads
Bloques
4
Acres totales
~785k, ~15% de la cuenca
362 “BCF”(1) + potencial >3 “TCF”(2)
3D
Clarinete
VIM 21
Crecimiento ´16
Producción 4x, 20 → 81 MMcf/d
100%
Aumentar ebitda $30 → $135 MM
(1) Reporte de reservas a jun ‘15
(2) Estimaciones de la gerencia de recursos totales de gas prospectivos no riesgados
ESPERANZA
100%
Palmer
Nelson
Ciénaga de Oro
Mapa estructural
0
5
10 km
Prospectos y leads
Campos y descubrimientos
VIM 5
3D
Zona Superior “GWC”
@ -6,410 pies
nivel bajo el mar
Evaluación
Oboe -1
Oboe-1 en Nov ‘15…
~3,000 acres
Oportunidad 209 BCF(2)
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
Las Maracas
~12 MMbls
Jaga
Leono
Pantro
27 MMbls (1)
‘08→ a la fecha
Bloques
Acres netos/ campos
Éxito
Reservas 2P restantes
Tigro
Rancho Hermoso (100%) y LLA 23 (90%)
112k / 6
93% (27/29 pozos)
5 MMbls(2)
LLA 23
Cravo S
~9 MMbls
Cravo E
~8 MMbls
Padrote
Sólidos netbacks a pesar de un débil entorno de precios
Sept ‘15
Producción
Precio obtenido/ netback
4,301 bopd
$34.01 / $19.75 por barril
Chitara
Nueva
3D
Macarenas
~6 MMbls
3D
Pumara
Danes N
Actividades ‘15
Confirmar futuros “leads” exploratorios
Múltiples prospectos definidos con la nueva sísmica 3D
Danes
Maltés
Pointer CPF
Labrador
Asumiendo éxito exploratorio sobre las tendencias paralelas
Potencial de ~40 MMbls de recursos prospectivos restantes(3)
Facilidades centralizadas en Pointer y la línea de flujo de 28 km permiten
la unión rápida de 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
Rancho
Hermoso
27 MMbls(1)
Falla
Campos de petróleo
Lead
Línea de flujo
Prospecto
VMM 2
1 3
Santa
Isabel
750k acres netos
Shell
N
2
VMM 3
Shell
Ecopetrol
CNOOC
Reporte de D&M revela un gran potencial para Canacol(1)
Cubre únicamente 3 de 7 bloques prospectivos de “shale oil”
COR 39
Mejor
Alta
4
5
COR 4
Exxon
Media
6
7
(1) Represents DeGolyer & MacNaugton resource report mean estimate for Canacol’s gross working
prospective oil resources and potential NPV-10 respectively, effective Jun ‘14
S
Exxon
N
COR 11
COR 12
S
Enfocados en el gas hasta que los precios del petróleo se recuperen
Producción
Sept ‘15
10,727 boepd(1)
Promedio ‘16 :
Gas contratado
14,200 boepd
Petróleo
Presupuesto “TBD” en ‘16
Reservas 2P
Gas seco
Crudo liviano
362 BCF (64 MMboe)(1)
16 MMbls(1)
‘15e → ‘20e, explotar un portafolio diversificado
Producción de reservas 2P
+21% “CAGR”, 11k→35k boepd
Potencial de recursos de exploración
proveniente de >280 MMboe(2)
→33k boepd
(1) Para los tres meses terminados a 9/30/15
(2) Reporte de reservas efectivo a Jun ’15. Representa VPN-10 antes de impuestos
(2) Estimaciones de la gerencia de recursos netos prospectivos riesgados
2016 → 2020
probar hasta>280 MMboe(3)
TSX (CNE), BVC (CNEC), OTCQX (CNNEF)
En US MM
BNP Paribas, nuevo acuerdo crediticio de largo plazo
Acciones en circulación “FD”(MM) 160.8 (1)
$200 MM, saldo $180 MM
Reemplaza el acuerdo crediticio existente
Capitalización de Mdo.
$400(2)
Vence en Sept ‘19
Deuda bancaria
Capital de trabajo positivo
Deuda neta
$255
($50)
$205(3)
Sin amortizaciones hasta Dic ‘17
Interés pagadero trimestralmente a LIBOR + 4.75%
Valor de la empresa
$605
Covenants financieros mas flexibles
Efectivo
Efectivo restringido
Efectivo de Cavengas
$ 49(3)
$ 61 (3)
+$ 33 (4)
Apollo, notas senior
Accionistas Diversificados
$100 MM, $75 MM tomados
Vence en Dic ‘19
15%
Gerencia. &
Junta
25%
Interés pagadero trimestralmente a LIBOR + 8.50%
18%
23%
19%
(1) “FD” Fully Diluted: Totalmente Diluidas.
A 11/9/15. Incluye 1.6 millones de opciones basado en el precio CDN 3.30/acción
(2) Convertido utilizando tasa de cambio CDN → USD (0.75) a 11/9/15
(3) A 9/30/15
(4) Posterior a 9/30/15, representa efectivo del nuevo inversionista estratégico, Cavengas Holdings S.R.L.
Descubrimiento Clarinete, Dic ‘14
Calle 113 No. 7-45
Torre B – Oficina 1501
Bogotá, Colombia
+571.621.1747
[email protected]
Eighth Avenue Place
4500, 525 – Eighth Avenue South West
Calgary, Alberta T2P 1G1 Canadá
214.235.4798
[email protected]