Dos proyectos de gas casi triplicarán la producción de gas en Diciembre 2018(1)

(1)

Noviembre 2017

Dos proyectos de gas casi triplicarán la producción de gas en Diciembre 2018

⁽¹⁾

(1) Desde 85 → 230 MMcf/d, o 2.7x

(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.

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 2016.

USD

Todas las cifras se encuentran expresadas en dólares americanos a menos que se indique lo contrario

Ecuador

140 280 420 560

Km Océano Pacífico

Gas Natural

Colombia

20 bloques / 2.2 MM acres netos

2 Déficit de gas

(3)

•

‘17 a ‘18 ventas contractuales realizadas

• 85 → 130 MMcf/d

• % gas ~80%

•

‘18 a ‘19 ventas contractuales realizadas

• 130 → 230 MMcf/d

(1) Incluye opciones “in-the-money” basados en CDN $4.20 / precio acción

~140 MM acciones en el flotante

(2) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.79) al 12/18/17 (3) Al 9/30/17

El Camino Hacia ~$300 MM EBITDA

En MM, excepto CDN $/precio acción

TSX $/acción (12/18/17) CDN $4.20

Acciones en circulación FD(1) 178

Capitalización del mercado(2) US $588

Deuda neta(3) $243

Valor empresa “EV” US $831

Participación Junta y Gerencia 22%

3 TSX: CNE | BVC: CNE.C

(4)

Sólido Récord en Optimización de Activos

314 BCF en reservas 2P adicionados en los últimos cuatro años

•

Una historia de éxito de gas convencional

• VPN-10 de Reservas 2P $1.2 B(2)

• Éxito exploratorio en gas 9/10 pozos (90%)

• Reemplazo reservas 1P/2P 166% / 194% año/año

• Costo F&D promedio $0.44 / MCF(3)

•

El operador de gas con menor costo siempre gana

+51% TACC en reservas 2P

Gas En MMboe(1)

oil gas

4 Para los tres meses terminados el 9/30/17

$ / MCF % margen Ingresos gas natural $ 4.96

Regalías $ (0.51) 10%

Gastos de producción(4) $ (0.62) 12%

Netback operativo $ 3.83 77%

Petróleo

17 20

65 72

7 8 11 14

14

19

9

8

'09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16

80

74

39 31

90% gas

En dólares americanos a menos que se indique lo contrario

(1) Representa el total corporativo antes de impuestos (petróleo + gas natural) reservas 2P al 12/31/16

Pro forma para la venta de los activos de Canacol en Ecuador a Dic ‘17 (2) Representa el valor de las reservas de gas 2P antes de impuestos al 12/31/16 (3) Promedio del período de los últimos dos años consecutivos

(4) Incluye $0.26/MCF de gastos de transporte

(5)

Mar Caribe

Chuchupa Ballena

La Creciente

Cartagena

Barranquilla

Facilidades Jobo

Sabanas

Pipeline Co.

+40 MMcf/d 130 MMcf/d

2018

• Construyendo gasoducto de seis pulgadas Jobo → Sincelejo

• Gasoducto paralelo Jobo → Sincelejo

• Construir nuevo gasoducto Cartagena→

Barranquilla

+100 MMcf/d 230 MMcf/d

2019

Reficar

1

2

5

Dos Proyectos de Gas Casi Triplicarán la Producción de Gas en 2019

Bloques gas Canacol Gasoducto

‘17 gasoducto

‘18 gasoducto

Nuevo compresor Compresor 10 km Campo de gas

1

8 campos de gas 5 bloques

1.1 MM acres netos

2

(6)

Posición Estratégica de Canacol

Reemplazando la oferta de gas de Chevron en el Caribe

Reemplazando a Chevron como el mayor proveedor de gas en el Caribe(1)

MMcf/d

395

355

300

246

202 75

85 130

230

100 175 250 325 400 475 550

' 1 6 ' 1 7 E ' 1 8 E ' 1 9 E ' 2 0 E

2019→

Exceso demanda

> 100MMcf/d

No hay muchas opciones de oferta de gas…

Cartagena

Barranquilla

Hocol 30 MMscfpd

Frontera 30 MMscfpd

~80 MMscfpd

~380 MMscfpd GNL

> $8/MMbtu

Cerro Matoso

Aguas Profundas

> 2000m

Canacol

Chevron

(1) Fuente: Wood Mackenzie y estimaciones UPME Colombia 6

(7)

X

Esperanza VIM 5 SSJN7

VIM 19 Sincelejo

VIM 21

(1) Reporte de recursos prospectivos de gas natural convencional de Gaffney, Cline &

Associates (“GCA”), efectivo Dic ‘16

(2) Valor Monetario Esperado descontado al 10%, GCA Dic ‘16

Leyenda

Campo de gas Prospectos Leads

Facilidades Gasoducto existente

1 Gasoducto Sabanas planeado (12/1/17) 2 Gasoducto Promigas planeado (12/1/18) 20 km

Sólida base de producción y reservas

3 adquisiciones ('12-'14) 96 BCF Reservas 2P adicionadas en los

últimos 3 años 314 BCF

Reservas 2P recientes 410 BCF

Éxito exploratorio en gas 10/11 pozos (91%)

Pozos productores 17

Portafolio de Recursos con Amplio Potencial

Acres netos 1.1 MM

Bloques 5

Media bruta de recursos sin riesgar 2 TCF(1)

VME-10 AI US $789 MM(2)

Prospectos / leads 44 (2)

7

• Gas Canacol

2

Jobo

Clarinete

Bremen

1

Oboe

Una Historia de Éxito de Gas Convencional

4 descubrimientos en el 2017

1

Palmer Nelson

Toronja

Níspero Trombón

‘17 Pandereta-2 (de avanzada) Cañahuate

Pandereta-1

3D

Cañandonga-1

‘17 Gaiteros-1 (exploración)

(8)

AVO

⁽¹⁾

Reduce el Riesgo Exploratorio

10 campos de gas descubiertos en los últimos 4 años

Marcador Tubará

Tubará Inferior

Mioceno Medio/ Tope CDO

CDO Superior

CDO Medio CDO Basal

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

2,200

2.400

PANDERETA-1

•

Aplicando la tecnología AVO a areniscas cargadas de gas

• Éxito exploratorio 10 de 11 (91%)

• Utilizando AVO 7 de 7 (100%)

• Espesor prom. neto/pozo 84 ft. TVD

• Tasa prom. de prod. en prueba inicial/pozo 32 MMcf/d

•

>2 TPC de posibilidades

⁽²⁾ La búsqueda de anomalías repetibles

Sección Fluid Factor (AVO)

(1) AVO: Amplitude vs. Offset (Anomalías de Amplitud)

(2) Representa la media bruta de recursos sin riesgar del reporte de recursos de gas prospectivos de Gaffney, Cline & Associates, efectivo Dic ‘16

CLARINETE-1

8

(9)

Punto de penetración en tope

de Reservorio CDO

500 M

PAN-1 PAN-2

Pozo de Avanzada Pandereta-2

Sección sísmica con atributo AVO sobre la trayectoria del pozo PAN-2

A

B

• Pandereta-1 probó 29 MMcf/d

• Inicio perforación Octubre 25, 2017

• Profundidad verdadera & tiempo de perforación 9,347 ft md, 15 días

• Interpretación petrofísica (registros)

• Objetivo primario CDO 64 ft tvd espesor neto

• Objetivos secundarios

• Tubará Inferior 34 ft tvd espesor neto

• Basamento fracturado 51 ft tvd espesor

PAN-2

A B

PAN-1

Evento AVO en BASAMENTO

Evento AVO en CDO medio

• Pandereta-2

• Objetivo: explorar anomalía sísmica (AVO) en el bloque fallado adyacente en búsqueda de reservas adicionales en el reservorio CDO

• Inicio perforación anticipado Diciembre 6, 2017

• TD anticipado & tiempo perforación 10,306 ft md, 20 días

• Objetivo primario CDO

• Objetivo secundario Tubará inferior, basamento fracturado Mapa estructural en profundidad al tope del intervalo del

reservorio conectado a PAN-1

9

P-10 P-90

(10)

Perforando En Búsqueda De Anomalías Repetibles en Porquero

Jun ‘17: Pozo de exploración Toronja-1 probó 46 MMcf/d

NELSON-5 NELSON-4

NELSON-3 NELSON-8 PALMER-1

2 1

Estructura de tiempo Porquero Medio

1,200

1,400

1,600

1,800

2.000

2,200

2.400

Basamento Intra Porquero

Tope CDO

Sección Fluid Factor (AVO) 1KM

•

Probó 46 MMcf/d

• Objetivo exploratorio Porquero reservorio arenisco

• Costo del pozo 41% por debajo del presupuesto

• Conexión Toronja con Jobo (3 kms)

• Porosidad 20%

NELSON-2 PORQUERO

1 2

NELSON-6 Nov ‘16 TORONJA-1

Jun ‘17

10

(11)

Toronja-1 Sugiere Un Amplio Potencial en el Porquero

•

Nov ‘16 Nelson-6 mostró oportunidad

• Espesor neto 39 ft. TVD

• Probó 23 MMcf/d

•

Dic ‘16 Recompletamiento Nelson-5 en el Porquero

↑ confianza

•

Jun ‘17 Toronja-1 sugiere que hay más…

•

Aranadala-1, Breva-1, Carambolo-1 ofrecen 3 lugares de seguimiento de exploración

TORONJA-1

BREVA-1 ARANDALA-1

CARAMBOLO-1

1 KM

Extracción AVO sobre el Porquero Medio Marcador SST

NELSON-5

NELSON-6

Nelson-5 y Nelson-6 adicionaron 25 Bcf de la Formación Porquero⁽¹⁾

11 (1) Representa las reservas 2P de acuerdo al reporte de reservas a Dic ‘16

(12)

Programa de Exploración Activo en 4Q 2017

•

Movilización taladro Gaiteros-1

• Inicio perforación: Enero 2018

• Cierre contra falla

• Reservorio objetivo CDO

• Perforación & prueba/Profundidad $5.5 MM /

~10k ft. MD

•

Pandereta-1 probó 29 MMcf/d

• Reservorios CDO, Tubará

• Espesor neto 64 ft. TVD (CDO) 34 ft. TVD (Tubará)

• Porosidad 21% (CDO) 15% (Tubará)

• Pandereta-2 inició perforación en Diciembre 3

•

Cañandonga-1

• Reservorio CDO

• Porosidad 18%

• Prueba del pozo y taladro para workover

en 2018 13

Bloque VIM 5 Cañaflecha

Níspero-1 Sucre Castor

Palmer-1 Toronja-1

Trombón-1

Estación Jobo

Bloques VIM 21 &

Esperanza

Katana

3D

3D 3D

3D

Oboe-1 Clarinete-1

Prospecto Línea de flujo

Lead Pozo de gas

Campos Canacol 5 km Campos maduros

‘17 Pandereta-2 (de avanzada)

Gaiteros-1 Pandereta-1

Arianna

Campo Nelson 193 BCF

Cañandonga-1

(13)

14

Camino hacia 130 MMscfpd

•

20 MMscfpd de capacidad adicional de transporte inicial en Dic 1, 2017

•

40 MMscfpd de capacidad de transporte a mediados de Enero 2018

•

195 MMscfpd de capacidad productiva

•

200 MMscfpd de capacidad de procesamiento de gas

Estación La Unión

Estación San Luis Estación Bremen

20 m

VIM 19

SSJN 7

VIM 21

Esperanza

VIM 5

Promigas

Facilidades Jobo

(14)

Objetivo: producir 230 MMcf/d para finales de 2018

Sólo $30 MM para mantener 230 MMcf/d

15

• US $85 MM para aumentar la producción de gas de 130 → 230 MMscfpd en Dic ‘18

• ‘19 promedio precio de venta de ~ $5/MMbtu

•

80 MMscfpd de nueva capacidad productiva

• $50 MM para 10 nuevos pozos y conexiones

•

100 MMscfpd de nueva capacidad de procesamiento

• $35 MM en expansión modular de las facilidades existentes en Jobo

•

100 MMscfpd de nueva capacidad de transporte

• US $0 para segunda expansión del gasoducto de Promigas

Construction of the new Sabanas pipeline project

(15)

16

Outlook

85 → 130 → 230 MMcf/d

+49% TACC en producción de gas

MMcf/d

70 85

130

230

'16 '17 '17 exit '18 exit

Pronóstico

•

Para el restante de 2017e:

• Perforar otros 2 pozos de exploración de gas

• Completar línea de flujo Sabanas

'16 '19e

$135

~$300

Liquidez sustancial permite ejecución

US $ en MM

2Q ‘17 deuda neta $243 MM

‘19e ebitda ~$300 MM

•

Crédito senior garantizado a término

• Credit Suisse + sindicado / L+5.50%

• No sujeto a re-determinación si los precios del crudo disminuyen

• Mar ‘19 → Mar ‘22 ~$24 MM de pagos principales para 13 trimestres

consecutivos

Dic ‘17 Dic ‘18

(16)

• La roca generadora La Luna con capacidad de > 2.3 trillones de barriles de crudo en Sur América

• Fuente: Journal of Petroleum Geology de 2010

• 1.7 M acres del fairway en la formación La Luna en Colombia

• Fuente: Estudio U.S. EIA de 2013

• Bloques Canacol 5

• Acres brutos / netos 625k / 371k

• VMM 2 y VMM 3 de Canacol contienen áreas sobre presionadas del fairway en la formación La Luna

• Acres brutos / netos 159k / 32k

• Socio operador ConocoPhillips

• Sólidos resultados de las múltiples pruebas en el más reciente pozo (Pico Plata)

• Potencial: 1.9 B de barriles de OOIP⁽¹⁾neto promedio

• Fuente: Reporte de recursos prospectivos de crudo no convencional de DeGolyer & McNaughton, Oct ‘14

17

Extensión de Tierra de Canacol es Estratégica en Shale Oil en Colombia

VMM 2

VMM 3

(1) Pro forma para el abandono del bloque Santa Isabel

Reporte de Recursos de DeGolyer & McNaughton (“D&M”) al 6/30/14. D&M proporcionó estimaciones promedio de OOIP (Original Oil In Place). Estas estimaciones no han sido ajustadas para la probabilidad de éxito geológico 10 km

Pozos

Campos de crudo Pozos de Canacol

Mono Araña

Presión normal

Sobre presionado

Tier 1

% Vro 0.6-1.2

Mono Capuchino

Pico Plata

Tier 2

% Vro >0.6

(17)

PicoPlata-1: Pozo Vertical No Convencional

• Operado por Conoco

• VMM3 acres brutos 83k

• Participación Canacol 20%

• Shale La Luna

• Grosor bruto 1369 pies

• Espesor neto 866 pies

• Porosidad prom. 10%

• Enero 2017, 3 pruebas exitosas

• Bastante sobre presurizado

• Todo tratamiento de fracturación ubicado exitosamente

• Fracturas inducidas crecen en altura (125 - 200 pies)

• Tasas de flujo variables 60 – 500 bopd (sin agua)

• Crudo densidad 31 ̊ API ¹⁸

Frac #3

SALADA AGALEMBO D-1GALEMBO C

Frac #2

Frac #1

(18)

Contacto

Mauricio Hernández

Gerente Relación con Inversionistas +57.1.621.1747

mhernandezt@canacolenergy.com

18