Diciembre 2016
Vendiendo Gas Natural en un
Mercado de Escasa Oferta
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.
Potencial de Recursos de Exploración
Potencial de recursos de exploración representan estimaciones de la Gerencia del potencial de recursos recuperables sin riesgo neto, a menos que se indique lo contrario.
USD
Todas las cifras se encuentran expresadas en dólares americanos a menos que se indique lo contrario.
3 Ecuador
140 280 420 560
Km
Colombia Océano Pacífico
Canacol Escasa oferta de gas
natural en el Caribe
• Listada TSX y BVC
• Valor de la empresa $778 MM
• Participación Junta y Gerencia ~25%
• Objetivo ‘16e 16 – 17,000 boepd
$135 MM EBITDAX
$90 MM capex
• Reservas 2P a Dic ’15 79 MMboe
• VPN-10 antes de impuestos $1.4 B
• Precio de gas contratado(1) $5.61/MMbtu
• Costos “F&D” 2P $2.85/Boe
• +
Reservas 2P Jun ’16 + 5 MMboe
• Importante potencial de 21 bloques/
recursos de exploración
3 MM acres
Canacology
Una historia de descubrimientos
Shale Oil
Crudo Liviano
Crudo Liviano Gas Natural
4 (1) Fuente: ANH, durante los últimos 5 años consecutivos
(2) Medido desde Junio 2008 a Diciembre 2015 o 2.0 MMbls de reservas 2P a 79 MMbls (3) No incluye las reservas 2P de gas del descubrimiento de Oboe-1 a Junio ‘16
82%
gas
+59% CAGR en reservas 2P(2)
62% de éxito exploratorio
• Gas natural seco – flujo de caja récord
• ‘13 → presente 6 descubrimientos (86% éxito)
+302 BCF (+53 MMboe)
• Gas producido ~38 BCF
• Grandes reservas de gas respaldan los contratos de ventas de gas a 2020 y en adelante
• Crudo – con precios adecuados
• ‘08 → presente 12 descubrimientos (52% éxito)
• Crudo producido ~18 MMbls
• Inigualable en desarrollar 55/57 pozos (96% éxito)
campos de crudo
• Portafolio 17/21 bloques (83% crudo)
~2.2MM acres
79(3)
7 8
35
43
18
20 23
Reservas 2P en MMboe
petróleo gas
Incansable en la búsqueda de Gas en Colombia
Canacol ha descubierto más gas natural que las demás compañías de exploración colombianas
(1)18 11
17
65 14
'09 '11 '13 '15
Una Pasión por Explorar y el Impulso por Producir
+45% CAGR proyectado en ventas realizadas de gas contratado(1)
• ‘15 → ’16e: +101% incremento en EBITDAX ($67 → $135 MM)(2)
~40% reducción en “G&A”
• Contratos de gas a precio fijo eliminan la volatilidad del crudo
Expresado en boepd
(1) Las ventas realizadas de gas contratado se definen como el crudo y gas producido y vendido más los ingresos de gas recibidos de la nominación de los contratos “take or pay”
(2) Presupuestado a $40/Bbl WTI
+45%
5
Gas natural con alto netback
78%
Crudo a tarifa
8%
Crudo liviano 14%
• 81% márgenes operativos para gas natural
• $5.60/Mcf precio de venta promedio
• $0.30/Mcf costos operativos
• $4.56/Mcf netback 86%
insensible
Promedio ‘16e 16,500 11.746
17.017
18,908
40.000
1Q '16 2Q '16 3Q '16 Late '18 - post
new pipeline Fin 2018 con nuevo gasoducto
Contratos de gas a precio fijo eliminan la volatilidad del crudo
Ventas ‘16e
$- $2 $4 $6 $8 $10 $12
Mar '14
Jun '14
Sep '14
Dec '14
Mar '15
Jun '15
Sep '15
Dec '15
Mar '16
Jun '16
Sep '16
Canacol No Se Preocupa por los Precios del Petróleo
Buscando gas natural seco a precios estables
Promedio trimestral MMbtu
1 2 3 4 5
$30
$15
Sensibilidad del precio del petróleo WTI
$60
$45
$0/Bbl
¿Precios del petróleo en cero?
Canacol genera >$100MM EBITDAX EBITDAX en US$ MM
$107 MM
$118
$130
$142
$153 MM
6 EUROPA
USA CANADA CANACOL Promedio ‘16e $5.61/mcf 81% márgen operativo
Contratos de gas a largo plazo con precios escalonados 2-3%
Dic Dic
7
7 Mar Caribe
7 campos de gas 785k acres 100% WI La Creciente
Chuchupa Ballena
Bloques de gas Canacol Gasoducto
Nuevo gasoducto
Compresor Campo de gas 10 km
(1) Decrecimiento anual promedio para los últimos dos años consecutivos (2) Representa el promedio fiscal anual
“Sweet Spot”
• La oferta de tres campos maduros decrece -20%/año o 100 MMcf/d
(1)• Chuchupa, Ballena y La Creciente
• La demanda crecerá +3-4% hasta el 2020e
• Termoeléctricas, refinerías e industriales son los principales clientes que mueven la demanda
• Canacol 2016
(2)75 MMcf/d
• EBITDAX de gas $135 MM
8 Filadelfia
Mar Caribe
Paiva
Caracoli
7 campos de gas 785k acres 100% WI La Creciente
Chuchupa Ballena
Bloques de gas Canacol Gasoducto
Nuevo gasoducto
Compresor Campo de gas
10 km 8
SPV
Pipeline Co.
Dos Nuevos Gasoductos Triplican
el Negocio de Canacol hasta 230 MMcf/d
+40 MMcf/d
Dic ‘17
• Construir nuevo gasoducto Jobo → Sincelejo
• Agregar dos estaciones compresoras
• Paralelo a gasoducto Jobo → Sincelejo
• Construir nuevo gasoducto Cartagena→
Barranquilla
• ↑ potencia de compresión en las estaciones Paiva y Filadelfia
Pipeline Co.
+100 MMcf/d
Dic ‘18
Oboe
Jobo Clarinete-3
Nelson-8 CDO
Nelson-6 Porquero Níspero
3D
Nelson CDO
Palmer
3D
10 km
3D
Clarinete
Mapa estructural del Tope de Ciénaga de Oro (5 X sísmica 3D fusionada (615km2),
reprosesado y reinterpretado en 2016)
↑ Reservas + ↑ Capacidad Productiva de 7 Campos de Gas
190 MMcf/d de capacidad productiva en 11 pozos existentes
9 Campos & descubrimientos
Canacol
Prospectos/leads
VIM 5
100% WI
Esperanza/
VIM 21
100% WI
3D
Trombón
Nelson-5 interpretación petrofísica Porquero
GWC-5500’TVDSS
N-3
Grosor Bruto 153 pies Espesor 62 pies Porosidad 31%
Evento AVO 1,000
1,300
1,600
1,900
2,200
2,500
N-2 N-4
N-5
A
Descubrimiento Nelson-6 Oportunidad
Para Incorporar Reservas de un Nuevo Reservorio
FALLA NELSON
Oportunidad Porquero
B
A Nelson-6 B
Nelson-6
TOPE PORQUERO
PORQUERO SUPERIOR PORQUERO MEDIO
TOPE CDO BASAMENTO
Potencial de gas somero en Campo Nelson
Mapa espesor Porquero
Area 640 acres
Porosidad prom. 29%
GIIP 44 Bcf
• Hasta 62 pies de espesor encontrados en los pozos existentes de Nelson
• Récord: 9 días de perforación en Nelson-6
• Objetivo exploratorio: Porquero somero
• Profundidad 6,400 pies
• Espesor 41 pies md (39 pies TVD)
• Porosidad 19%
• Prueba 23 MMcf/d 10
4 productores en el campo Nelson
Mapa estructural de profundidad de Ciénaga de Oro
Arena bruta 383 pies Espesor 167 pies Porosidad prom. 23%
1 km
1,000
1,300
1,600
1,900
2,200
• Nelson-8 inició perforación en Noviembre 13
• Objetivo Ciénaga de Oro reservorio arenisco
• Est. prod. inicial 8 - 12 mmcf/d
• Est. re-clasif. reservas ~14 BCF desde PUD a PDP(1)
• DC&C(2)/profundidad $6.3 MM / ~9,900 pies
• $3.2 MM work-over en 4 pozos a partir de Septiembre ‘16
• Mejoras en tubería (2 7/8” → 3 ½”) para
extender la vida productiva del pozo y optimizar la recuperación de reservas
• $4 MM para mejorar las facilidades en Jobo y la línea de flujo Níspero-Jobo
N-3 N-2
N-4 N-5
NELSON FAULT
A
B
A B
Nelson Tiene Más Para Desarrollar…
Pozo de desarrollo de gas Nelson-8
Nelson-8
Nelson-8
PORQUERO
CIENAGA
BASEMENT
11 GWC
-7,550 ft.
(1) PUD: “Proved Undeveloped”: Probadas sin Desarrollar
PDD: “Proved Developed Producing”: Probadas, Desarrolladas, Produciendo (2) DC&C: “Drilled, Cased & Completed: Perforación, Revestimiento y Completamiento
NELSON-6
500 M
Pozo #3 en el Descubrimiento de 163 BCF
(1)Clarinete-3: pozo de desarrollo de gas
• Clarinete-3: perforación iniciará en 4Q ‘16
• Objetivo Ciénaga de Oro reservorio arenisco
• Est. prod. inicial 10 - 12 mmcf/d
• Est. re-clasif. reservas ~25 BCF de PUD a PDP
• DC&C/profundidad $6.4 MM/~10,000 pies
MIOCENO M
L. ATTIC ARENA AZUL
ARENA ROJA
ARENA BASAL
BASAMENTO
CLA-2ST B
1,500
1,650
1,800
1,950
2,100 Evento AVO
CLA-1 CLA-2ST
CLA-3 A
B
CLA-3 Oboe-1
(1) Representa reservas 2P a Diciembre 31, 2015 GWC -6,415 pies
Sub-crop edge
12
Las oportunidades en Clarinete continúan multiplicándose
Mapa estructural de profundidad de Ciénaga de Oro
• Cuenca Llanos, Colombia + Cuenca Oriental, Ecuador
• Producción ~3,200 bopd(1)
• Inigualable explorador 10/14 o 71% de éxito
• Reservas 2P 14 MMbls(2)
• Prospectos y leads ~20
• + Cuenca del Magdalena Medio, Colombia
• Somero – Investigar potencial en un play establecido
• Bloques profundos / acres netos 7 / ~750k
Socio clave ConocoPhillips En primeras fases de pruebas piloto_
Tres Apalancamientos De Crudo, Cuando Sea El Momento Indicado
Ecuador 140 280 420 560
Km Colombia Océano Pacífico
Canacol Ecuador
Llanos Magdalena Medio
Portafolio de crudo de Canacol
17 de 21 bloques totales tienen crudo como objetivo (83% del total) 2.2 MM acres enfocados en crudo
(1) Para los tres meses terminado en 9/30/16 (2) Al 12/31/2015
(3) Representa la participación bruta de Canacol en el prospecto económico de recursos de crudo 13
DeGolyer & MacNaugton reporte de recursos prospectivos , octubre 2014
En MMbls Mejor, P50 Mayor, P10 Media
3 bloques(3) 168 263 185
500 M
14
B
A MA-1 MC-1
1,000
1,500
2,000
2,500
MIOCENO
500 M LISAMA BASAL LISAMA UMIR
LA LUNA
SIMITRI
ROSABLANCA GIRON
MC-1
MA-1
• Descubrimiento MA-1 en Enero ‘13
• 593 pies MD* intervalo prospectivo
• PI ~600 bopd de 335 pies de intervalo perforado
• MC-1 iniciará en Diciembre ‘16e
• Objetivo de exploración 1,630 pies MD*
• “D&A”(1), neto $5.5 MM/~11k pies TVD*
1 KM N
MA-1 B MC-1 A
(1) “D&A”: Drilling and Abandon – Perforación y Abandono
*MD: “Measured Depth”: Profundidad Medida
*TVD: “True Vertical Depth”
Investigar el Potencial de un Play Establecido
VMM-2 Pozo de exploración de petróleo Mono Capuchino-1 (“MC-1”)
Adyacente a MA-1, perforación MC-1 en Octubre ‘16e
Mapa estructural de profundidad
67% WI
• Cinco descubrimientos de crudo liviano a lo largo de la falla en Rancho Hermoso
• Trayectoria excepcional de exploración exitosa (86%, 6/7 pozos)
• Tres tendencias adicionales aún sin perforar
• Múltiples prospectos estan listos para ser perforados
• A $55 - $60/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
15
Las Maracas
~12 MMbls
Macarenas
~6 MMbls
Cravo E
~8 MMbls Cravo S
~9 MMbls
Labrad or
3
2 1
91% WI(1)
>110k acres
LLA 23
Rancho Hermoso Maltes
Tigro Pantro
Leono
Labrador
Labrad or
‘17 Prospecto Pumara
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
1
(1) “WI”: “Working Interest” - participación
16
1,900
2,200
2,275
2,400
2,450
NW 500 M SE
C1
C7
Mirador / Barco
Gacheta / Ubaque Paleozoico
INLINE 197 sobre PUMARA
LLA-23: Exploración Pumara-1
Por ~$4MM D&A, exposición hasta en 5 zonas
Cierre anticlinal dependiente de la falla mapeado en 3D
NW
SE
Evaluación Pumara-A
Pumara-1
Evaluación Pumara-B
91% WI
Mapa TVDSS Ubaque
Objetivo #1: Gacheta / Ubaque Objetivo #2: Miradaor / Barco / C7
17
Plan Original
• CAPEX $58 MM
3 pozos de gas natural
5 work-overs de crudo liviano
• Facilidades de producción de gas
• Exploración de gas
Pozo Oboe-1
Pozo Níspero-1
Pozo Nelson-6
Nuevo Plan
• CAPEX $90 MM
6 pozos de gas natural
5 work-overs de crudo liviano
1 pozo de exploración petrolera
• Facilidades de producción de gas
•
Exploración de gas Prueba pozo Oboe-1 66 MMcf/d
Prueba pozo Níspero-1 28 MMcf/d
Prueba pozo Trombón-1 26 MMcf/d
Prueba pozo Nelson-6 23 MMcf/d
Clarinete-3 (desarrollo) Inicio estimado en Nov. 3
Nelson-8 (desarrollo) Inicio estimado en Nov. 13
2016e Plan Revisado de Inversión de Capital
Duplicando la búsqueda de gas natural con altos precios
14
4-para-4 en ‘16
Proyectando una Disminución del +60% en el Múltiplo de Endeudamiento
Apollo
Perfil de deuda
18
Flujos de caja récord disminuyen el múltiplo de endeudamiento de Canacol
• Objetivo ‘16e 16 – 17,000 boepd
$135 MM EBITDAX
3,4x
2,8x
2,3x
1,9x
1,5x
Dec '15 Mar '16 Jun '16 Sep '16e Dec '16e 2017e
●
● ●
●
1,8x
1,7x 1,7x 3.8x
• BNP (préstamo largo plazo) $180 MM/L+4.75%
• Apollo (sub notes) $75 MM/L+8.50%
●
Deuda a EBITDAX de últimos 12 meses consecutivos Deuda a EBITDAX trimestral (anualizado)
15
$ en MM
$- $-
$- $50 $100 $150 $200 $250
'16 Dic ‘17 Dec '17 '18e Sep '19e Dec '19eDic ‘19e BNP
● ● ● ● ● ● ● ●
Inician:
8 pagos iguales
Dic ‘15 Dic ‘16e
Sub-valoración en la Acción
19
Está comprando Canacol con un descuento sobre el valor de nuestros contratos de gas existentes
VPN- 10 antes de impuestos, US $MM
(1) Incluye opciones “in-the-money” basados en CDN 4.48/precio acción (2) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.74) al 11/21/16 (3) Al 9/30/16. Excluye efectivo restringido por $63 millones
Producción estable bajo contratos de largo plazo
19 $778
$1.165
$193
$166
EV 2P Gas 2p Oil Possible Gas +
Oil
in MM, except /precio acción
TSX precio acción (11/21/16) CDN $4.48 Acciones en circulación FD(1) 177 Capitalización del mercado(2) US $591
Deuda neta(3) $186
Valor empresa “EV” US $778
Efectivo(3) $62
Gas 2P Crudo 2P Gas + Crudo Posibles
Contacto
20
Calle 113 No. 7-45 Torre B – Oficina 1501
Bogotá, Colombia +571.621.1747
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8th Avenue Place
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