Mayo 2017
2 2
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.
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.
Acres
Acres representan acres brutos.
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 2015.
USD
Todas las cifras se encuentran expresadas en dólares americanos a menos que se indique lo
contrario.
3
Ecuador
140 280 420 560
Km
Océano Pacífico
Gas Natural
Escasa oferta de gas natural en el Caribe
Colombia
Canacol Listada en TSX y BVC
en MM, excepto precio acción
TSX precio acción (5/10/17) CDN $4.08
Acciones en circulación (1) 177
Capitalización del mercado(2) US $526
Deuda neta(3) $212
Valor empresa “EV” US $738
Participacíon Junta y Gerencia ~21%
22 bloques/ 3.7 MM acres
(1) Incluye opciones “in-the-money” basados en CDN $4.08 / precio acción (2) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.73) a 5/10/17 (3) Al 3/31/17
• ‘17 objetivo corporativo
• Capex $89 MM
• Producción 18-19k boepd
% gas 81%
El Mejor Negocio de Gas en el Mundo
4
3
• Colombia: es sólo el inicio • Top 3 regímenes regulatorios de E&P (Accenture Consulting, 2016)
• La democracia más antigua y estable de Suramérica
• Amplias mejoras en seguridad, E&P en Colombia está liberando décadas de crecimiento reprimido de su rica base de hidrocarburos. Más de 50 billones boe de recursos prospectivos disponibles en Colombia
• La gerencia conoce a Colombia • Más de 50 años de experiencia operacional combinada
• 62% de éxito exploratorio desde lanzamiento corporativo en 2008 (18/29 pozos)
• Invertimos en lo que conocemos: creamos un VPN-10 2P de +US$1 billón de 5 adquisiciones claves + éxito en perforación
• El negocio de Canacol es uno de los negocios más rentables del mundo • 80% de márgenes operativos de gas con punto de equilibrio de gas de menos de US $1.30/Mcf
• Reservas 2P de gas de 410BCF con un índice de vida de reservas alto, ofrece más de una década de oportunidades
• En 2019, Canacol espera generar >$300 MM EBITDAX(2)/año (más que duplicar los $135 MM de 2016)
• Atractivo crecimiento para finales de 2018: más de 3x de la producción actual • Crecimiento de 2 pasos: desde 90(1) → 130 →230 MMcf/d a finales de 2018
• La oferta de la competencia decreciendo -20%/año o 100 MMcf/d proveniente de sólo tres campos maduros
• Desbalance en la oferta ha permitido a Canacol firmar contratos take-or-pay de largo plazo a precio fijo de $5/Mcf
4 (1) Promedio 2017e: 85 MMcfd
(2) EBITDAX: ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación, agotamiento, amortización, gasto de exploración y cargos no recurrentes o no en efectivo
Plan Para 2017e de $89 MM
• Preparándonos para crecer en +50% la producción de gas
• Perforar 4 pozos exploratorios
• 85 MMcf/d
Final ‘17e 130 MMcf/d
• Alta productividad + poca inversión de capital del negocio sólo requiere 3 pozos de gas
Gas
nat
ura
l P
etr
óle
o
WI Bloque Q1 Q2 Q3 Q4
Cañahuate-1 100% Esperanza Probó 28 MMcf/d
Toronja-1 100% VIM 21
Pandereta-1 100% VIM 5
Otros proyectos:
Sísmica 3D Guacharaca 155 km2 VIM 5
Optimizar planta Jobo Esperanza
18 km línea de flujo entre Níspero y Jobo Esperanza
3.5 km línea de flujo de Nelson 8 a Jobo Esperanza
Pumara-1 100% LLA 23 Drilling
3 workovers en pozos 40% / 20% VIM 2, 3
Exploración $38 MM 43%
Facilidades de gas $22 MM 25%
Workovers $5 MM Ecuador & otros $6MM
$89MM Preparación para 230 MMcf/d $10 MM en ‘18e
Sísmica $8 MM
5
5 (1) Objetivo 2017e
Un Futuro Productivo
Pronóstico de producción de Canacol
6
En boepd
Contratos de gas a precio fijo ofrecen flujos de caja estables Composición de la producción
14.900
22.800
40.350
3.600
'17e '17e exit '18e exit
65% TACC proyectado en crecimiento de producción de gas Opcionalidad de crudo disponible
18.500
Contratos de gas a precio fijo
~25.000 >85% de
ingresos son insensibles a
los precios del crudo
Crudo liviano
Netback fijo crudo liviano
Finales ‘17e Finales ‘18e
(1) Medido desde Junio 2008 a Diciembre 2016 o 2.0 MMbls de reservas 2P a 85 MMbls reservas 2P al 12/31/16 (2) Últimos dos años consecutivos
+52% TACC en reservas 2P(1)
Reservas 2P en MMboe petróleo gas
85% gas
35
43
17 20
65 72
7 8 11 18
18
23
14
13
'09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16
79
85
7
• Reservas 2P Corp. 85 MMboe
• VPN-10 antes de impuestos $1.3b
CDN $8.79 / acción
• Reemplazo Reservas 166% /
Reservas 1P/2P 194% año/año
• Gas: costo F&D prom. $2.52 / boe o
$0.44/mcf(2)
• Gas natural
• ‘14 → presente 7 descubrimientos
88% éxito
314 BCF (55 MMboe)
• Reservas 2P 410 BCF
• Opción en crudo
• A $55/Bbl Enfoque en crudo liviano
Gran Base de Reservas de Gas Sustenta Más de Una Década de Producción
8
8
Mar Caribe
8 campos de gas 1.1 MM acres netos
La Creciente
Chuchupa Ballena
Posición Estratégica
• La oferta de tres campos maduros decrece -20%/año o 100 MMcf/d(1)
• Chuchupa, Ballena y La Creciente
• La demanda crecerá +3% hasta el 2025e(2)
• Termoeléctricas, refinerías e industriales son los principales clientes que mueven
la demanda
• En el 2015, la región Caribe consumió 37% del gas de Colombia(2)
Bloques de gas Canacol
Gasoducto
Nuevo gasoducto
Compresor
Campo de gas
10 km
(1) Decrecimiento anual promedio para los últimos dos años consecutivos
(2) UPME, Diciembre 2016
9
Mar Caribe
8 campos de gas 1.1 MM acres netos
La Creciente
Chuchupa Ballena
Dos Nuevos Gasoductos Triplicarán el Negocio de Canacol a 230 MMcf/d
SPV Pipeline Co.
+40 MMcf/d = 130 MMcf/d
Dic ‘17
• Constuir gasoducto de 6 pulgadas Jobo → Sincelejo
• Agregar dos estaciones compresoras
• Gasoducto paralelo Jobo → Sincelejo
• Construir nuevo gasoducto Cartagena→ Barranquilla
• ↑ potencia en estaciones compresoras Filadelfia y Paiva
Pipeline Co.
+100 MMcf/d = 230 MMcf/d
Dic ‘18
90 MMcf/d Ene → Nov ‘17
Filadelfia
Paiva
Caracoli
9
Bloques de gas Canacol
Gasoducto
Nuevo gasoducto
Compresor
Campo de gas
10 km
Amplio Inventario de Prospectos y Leads Exploratorios
10
• ‘17 Actividad Exploratoria
• Enfocados en 615 km2 de sísmica 3D en Esperanza, VIM 21 y VIM 5
• Perforar 3 pozos de gas en 2017
• Cañahuate 1 Probó 28 MMcf/d
• Toronja 1 Q2
• Pandereta 1 Q3
• Propuesta de 155 km2 de sísmica 3D en Guacharaca
• …Mitigación continua del riesgo técnico
• Reducir el riesgo de presencia de gas cargado en yacimiento
• Análisis de atributos con sísmica AVO
• Oportunidad de 3 pasos a finales de 2018
• 85(1)→130 →230 MMcf/d
3D
Níspero
Nelson CDO
Palmer
3D
3D
Trombón
Clarinete
Oboe
Nelson Porquero
Jobo
VIM 5 100% WI
Esperanza/ VIM 21 100% WI
10 km
Toronja Porquero
Pandereta CDO
Cañahuate
(1) Objetivo promedio 2017e
Campos & descubrimientos Canacol
Prospectos/leads
Mapa estructural del Tope de Ciénaga de Oro (5 X sísmica 3D fusionada (615km2), reprosesado y reinterpretado en 2016)
Invirtiendo En Lo Que Conocemos
11
(1) Reporte reservas a Jun ‘11 (2) Reporte reservas a Dic ‘14 (3) Reporte de reservas a Dic ‘16
Estación
Jobo
Campo de gas
Prospectos/leads
Facilidades
Gasoducto existente
Gasoducto SPV planeado (12/1/2017)
Gasoducto planeado (12/1/2018)
20 km
LEYENDA
Block WI Purchase BT NPV-10
acquisition Date % price ($ MM) ($ MM)
Esperanza / VIM 21 Dec '12 100 111$ 724$
VIM 5 / VIM 19 Dec '14 100 30$ 443$
SSJN7 Apr '17 50
Total 141$ 1,167$
Adquisición bloque Fecha WI % Precio compra
($ MM) VPN-10 AI
Esperanza/ VIM 21 Dic ‘12 100 $ 111 $ 724
VIM 5/ VIM 19 Dic ‘14 100 $ 30 $ 443
SSJN7 Abr ‘17 50
Total $ 141 $ 1.167
• Sólido record de la Gerencia adquiriendo bloques adyacentes
• Primero con petróleo, luego gas…
• Reservas 2P incorporadas desde 2014 314 BCF
• La adquisición de SSJN7 en Abr ‘17 consolida la posición de gas en la Cuenca del Magdalena Medio
• Vendedor Pacific E&P
• WI % 50%
• Compromisos 1 pozo exploratorio + sísmica
• Período Próximos 18 meses
• Posición central privilegiada dentro de área estratégica de exploración de gas
• Acceso fácil a gasoductos
NELSON-6
Cañahuate-1 Probó 28 MMcf/d
La sísmica 3D demuestra eventos AVO – Potenciales objetivos de reservorios de gas
• Inicio: Marzo 24, 2017
• Objetivo exploratorio CDO reservorio arenisco
• D&A /Profundidad $3.5 MM / ~9k pies profundidad media
• Días para perforar 13 días
• Corta distancia a la planta de procesamiento de Jobo (~3km)
• Potencial hasta para 3 locaciones adicionales 12
A
B
CAÑAHUATE-1
CAÑAHUATE-B
CAÑAHUATE-D
CAÑAFLECHA-1
COR-4
COR-5
JOBO-6
500 M HKW = Highest Known Water
CAÑAHUATE-1 CAÑAHUATE-B B
500 M
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800 BASAMENTO
INTRA CDO
TOPE CDO
MIOCENO MEDIO UNC
Fluid Factor (AVO) sección a través de CAÑAHUATE-1 y CAÑAHUATE-C
CAÑAHUATE-C
A
124 pies de profundidad medida (86 pies de profundidad vertical verdadera) de espesor neto contenedor de gas
Mapa de estructura de profundidad CDO
NELSON-6
Objetivo de Exploración Toronja-1
NELSON-5
NELSON-4
NELSON-2
NELSON-8 PALMER-1
1
2
Estructura de tiempo Porquero Medio
2 1
1,200
1,400
1,600
1,800
2.000
2,200
2.400
BASEMENTO
INTRA PORQUERO
TOPE CDO
Toronja-1 Nelson-6
Sección Fluid Factor (AVO) 1KM
• Inicio estimado en Junio 2017
• Objetivo exploratorio Porquero reservorio arenisco
• D&A/Profundidad $5 MM/~7k pies MD
• Días para perforar/probar 5 semanas
• Primera ubicación para continuar probando Porquero post-Nelson 6, que confirmó comercialidad
• En caso de éxito, conexión rápida a estación Betania (1 km de distancia) 13
NELSON-6
Objetivo Exploratorio Pandereta-1
• Inicio estimado en Septiembre 2017
• Objetivo exploratorio CDO reservorio arenisco
• D&A/Profundidad $3.5 MM / ~9k pies MD
• Días para perforar/probar 6 semanas
• 13 kms del descubrimiento Clarinete
• En caso de éxito, rápida conexión a línea de flujo de 6 pulgadas conectando Clarinete a Jobo
14
1 2
1,400
1,600
1,800
2,000
2,200
2,400
PANDERETA
1KM Sección Fluid Factor (AVO)
2KM
1
2
Estructura de tiempo CDO medio
MIOCENO MEDIO
CDO MEDIO
BASEMENTO
NELSON-6
• Múltiples leads en CDO y Porquero se definen actualmente en la cuadrícula abierta de los datos sísmicos 2D de 1970
• Programa de sísmica 3D para transformar leads en prospectos preparados para perforar
• Área adquisición sísmica 3D: 155 km2
• Costo total: US$13 mm (US$6mm 2017)
• Inicio adquisición 4Q 2017
PORQUERO LEAD -A
PORQUERO LEAD -B
PORQUERO LEAD -C
CIENAGA LEAD -A
PORQUERO LEAD -D
CIENAGA LEAD -B
CIENAGA LEAD -C
FLAUTA LEAD
2 1
Porquero FLAUTA
1 2
Ciénaga
Basemento
Avanzar en VIM 5 Adquirir 155 km2 de sísmica 3D en Guacharaca
15
Sísmica 2D existente
• Cuenca Oriente, Ecuador +
• Cuenca Llanos, Colombia +
• Producción ~1,300 bopd(1)
• Explorador inigualable 10/14 o 71% de éxito
• Reservas 2P 3 MMbls(2)
• Prospectos y leads >20
• Cuenca del Magdalena Medio, Colombia
• Somero – Investigar el potencial en un play establecido
• Bloques profundos / acres netos 7 / ~750k
Socio clave ConocoPhillips
Ecuador 140 280 420 560
Km
Colombia
Océano Pacífico
Canacol
Ecuador
Llanos
Magdalena Medio
Portafolio de crudo de Canacol 17 de 22 bloques tienen crudo como objetivo (77% del total)
2.2 MM acres enfocados en crudo
(1) Para los tres meses terminados en 12/31/16 (2) Al 12/31/2016 (3) Representa la participación bruta de Canacol en el prospecto económico de recursos de crudo 12
Reporte de recursos prospectivos de DeGolyer & MacNaugton, Octubre 2014
En MMbls Mejor, P50 Mayor, P10 Media
3 bloques(3) 168 263 185
560
1
2
3
16
Tres Oportunidades en Crudo Capacidad para incrementar/disminuir dependiendo del ambiente del precio de petróleo
Campos y descubrimientos de Canacol
Prospectos
Leads
3 Oportunidades para repetir
Sísmica 3D
Campos de petróleo de la competencia
Línea de flujo Leono-Pointer
Pointer FCP – Facilidades Centralizadas de Producción
• Cinco descubrimientos de crudo liviano a lo largo de la falla de Rancho Hermoso
• Trayectoria excepcional de exploración exitosa (83%, 5/6 pozos)
• Tres tendencias adicionales aún sin perforar
• Múltiples prospectos están listos para ser perforados
• Al precio sostenido de $50/Bbl WTI
• Cuatro prospectos listos para perforar a lo largo de la línea de flujo. Ejemplo: prospecto Pumara
• Valor significativo en caso de éxito
Exitosa Exploración de Crudo en Bloque LLA-23 Con mucho más potencial
17
Las Maracas ~12 MMbls
Macarenas ~6 MMbls
Cravo E ~8 MMbls
Cravo S ~9 MMbls
Labrador
3
2
1
100% WI >110k acres
LLA 23
Rancho Hermoso
Maltes
Tigro
Pantro
Leono
Labrador
Labrador
Inicio Mar 31, ‘17: Perforación Pumara-1
5 zonas de espesor potencial
1
LLA-23: Exploración Pumara-1 Objetivo #1 Gachetá/Ubaque | Objetivo #2 Mirador/Barco/C7
18
Ubaque TVDSS map
1,500
1,750
2,000
2,250
2,500
2,750 NW SE 500 M
INLINE 197 sobre PUMARA
Leon
C1
Mirador / Barco
C7
Gacheta / Ubaque
Paleozoico
• Objetivo exploratorio Hasta 5 reservorios
• Costo perforación/Profundidad $3.3 MM/~11k pies MD
• Días para perforar/probar 5 semanas
• Potencial para dos posiciones adicionales
• Corta distancia a la línea de flujo (~250M) 18
NW
SE
Pumara-1 Inicio 3/31/17
Estructura anticlinal cerrado contra falla cubierto con sísmica 3D
Finanzas en Orden
19
19
• Crédito senior garantizado a término
• Credit Suisse + sindicado $265 MM / L+5.50%
• Fondos Green Shoe en un año Hasta $40 MM
• Inicia Mar ‘19 13 pagos iguales
• Sin re-determinación si los precios del crudo disminuyen
• Servicio de deuda DESPUÉS que Canacol empiece a generar >$300 MM EBITDAX/año
• Dedicar el capital a la producción con altos netbacks en vez de al servicio de la deuda
Perfil de deuda corporativa de Canacol
$-
$50
$100
$150
$200
$250
'17 '18 '19 '20 '21 '22
Mar ‘19 13 pagos iguales
Mar ‘22 madurez
US $265 MM
● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●
$ en MM
●
230 MMcf/d
130 MMcf/d
90 MMcf/d
Finales ‘18 230 MMcf/d
$300 MM EBITDAX
Contactos Latinoamérica
20
Mauricio Hernández Gerente Relación con el Inversionista
+571.621.1747 [email protected]
20
Diferencia en Valoración
Valor Empresa / 2017e EBITDA Valor Empresa / 2017e production (en boepd)
0,0x 2,0x 4,0x 6,0x 8,0x 10,0x
U.S. Small Cap E&P (< $1 B) 8.5x
U.S. Mid Cap E&P ($1 B - $5 B) 10.4x
-44% -54% Canacol
4.8x
2017e de U.S. small y mid cap E&P de CanaccordGenuity U.S. small caps incluye Abraxas, Bill Barrett, Callon, Earthstone, Gastar, Lonestar, Northern Oil & Gas, Oasis, Penn Virginia, Ring, Sanchez y SRC Energy U.S. mid caps incluye Carrizo, Centennial, Diamondback, Energen, Gulfport, Matador, Parsley, RSP Permian y Whiting Petroleum
Canacol U.S. Small Cap E&P
U.S. Mid Cap E&P
$38,319
$77,525
$96,987
Canacol se negocia a un descuento del 44% y 54% vs. sus pares en Estados Unidos
Canacol se negocia a un descuento del 51% y 60% vs. sus pares en Estados Unidos
-51%
-60%
$23
$16
$14
$12
$10 $10 $10 $9
$8
• Los netbacks superan los 8 plays más económicos en Marcellus y Montney
Vs. Gas de Norte América(1)
Canacol pozo prom. Recuperación inversión en 8 meses Prom. Marcellus/Montney 23 meses
Netback operativo 2017e(1)
$/boe antes de impuestos
Fuente: CanaccordGenuity
(1) Sólo los top 8 plays en Marcellus y Montney. La información de Canacol representa $/boe antes de impuestos para 2017e.
Gas de Canacol es Líder en Generación de Efectivo C
anac
ol g
as
Kak
wa
Su
nri
se /
Su
nse
t
SW
PA
su
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r ri
ch
Se
pti
mu
s
SW
PA
ric
h
Daw
son
Su
squ
eh
ann
a
NE
PA
Top 8 plays más económicos en
Marcellus y Montney
(2017e precio $3.25/MMbtu )
Equipo Directivo Probado y con Experiencia
23
Co-fundador de Canacol Energy Ltd. Ex Vicepresidente de Exploración en Occidental Petroleum – Colombia y Director de Geología en Ecuador y Qatar. Más de 30 años de experiencia en petróleo y gas en el Oriente Medio, Norte América, Sur América y el Sureste Asiático. Cuenta con un Ph.D en Geología Ex Jefe de Producción y Operaciones en Afren Plc. Fue Gerente Global de Ingeniería de Petróleo para BHP Billiton Petroleum e Ingeniero Jefe Global de Yacimientos para Occidental Petroleum Cuenta con más de 30 años de experiencia en petróleo y gas en América, el Oriente Medio, Rusia, Australasia y África. Maestría en Ingeniería Mecánica Ex Chief Financial Officer de Pan Orient Energy Ha sido presidente y miembro de junta de compañías internacionales de E&P Más de 25 años de experiencia local e internacional en finanzas y contabilidad Contador Certificado Gerente General para Encana en Brazil Ex Vicepresidente de Exploración para EnCana en Ecuador Cuenta con más de 30 años de experiencia en petróleo y gas en Australia, Canadá y Suramérica Tiene una Maestría en Geología Co-fundador de Canacol Energy Ltd. Ex Secretario de Salud de Colombia Cuenta con más de 30 años de experiencia en el sector público y privado en Colombia Tiene títulos de M.D., M.P.A. y M.I.A. Ex Director de Operaciones para Statoil ASA Fue Director de Planeación de Operaciones y Análisis para Occidental Petroleum Cuenta con más de 30 años de experiencia en petróleo y gas en América y el Oriente Medio Estudió Ingeniería de Petróleo y tiene un M.B.A.
Charle Gamba Director, Presidente & CEO Ravi Sharma COO Jason Bednar CFO Mark Teare VPS, Exploración Dr. Luis Baena VPE, Desarrollo de Negocios Tom Lutz Presidente, Canacol Energy Colombia