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Junio 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
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
22 bloques / 2.7 MM acres netos
Crudo liviano
Crudo liviano
Shale oil
Shale oil
2
Crudo pesado
3
• ‘17 objetivo producción corporativa
• ↑ producción gas 85 → 130 MMcf/d (Dic ‘17)
• Capex financiado $89 MM
• Producción 18-19k boepd
% gas 81%
• ‘18 objetivo producción gas
• ↑ producción gas 130 → 230 MMcf/d (Dic ‘18)
(1) Incluye opciones “in-the-money” basados en CDN $4.24 / precio acción ~140 MM acciones en el flotante (2) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.77) a 6/28/17 (3) Al 3/31/17
Enfoque: El Camino Hacia ~$300 MM EBITDAX
En MM, excepto CDN $/precio acción
TSX $/acción (6/28/17) CDN $4.24
Acciones en circulación FD(1) 177
Capitalización de mercado(2) US 575
Deuda neta(3) $212
Valor empresa “EV” US $787
Participación Junta y Gerencia 22%
3
Sólido Récord en Optimización de Activos 314 BCF en reservas 2P adicionados en los últimos tres años consecutivos
• Una historia de éxito de gas convencional
• VPN-10 de Reservas 2P $1.2 B(2)
• Éxito exploratorio en gas 8/9 pozos (89%)
• 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
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 (2) Representa las reservas 2P de gas natural al 12/31/16 (3) Promedio del período de los últimos 2 años consecutivos
35
43
17 20
65 72
7 8 11 18
18
23
14
13
'09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16
79
85
+52% TACC en reservas 2P
Petróleo Gas
7
En MMboe(1) petróleo gas
4
(2) Trailing 2-year period
Para los tres meses terminados el 3/31/17
$ / MCF % margen
Ingresos gas natural $ 5.17
Regalías $ (0.61) 12%
Gastos de producción $ (0.33) 6%
Netback corporativo $ 4.23 82%
85% gas
X
Nelson
Esperanza
VIM 5
SSJN7
VIM 19
Bremen / Sincelejo
Clarinete
Oboe
Trombón
Níspero
VIM 21
Palmer
‘17 Toronja
Una Historia de Éxito de Gas Convencional
1
(1) Reporte reservas a Dic ‘16, neto de ~50 BCF producidos (2) Reporte de recursos prospectivos de gas natural convencional de Gaffney, Cline & Associates (“GCA”), efectivo Dic ‘16 (3) Valor Monetario Esperado descontado al 10%, GCA Dic ‘16 Leyenda Campo de gas Prospectos / leads Facilidades Gasoducto existente Gasoducto SPV planeado (12/1/17) 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 410 BCF (1)
Éxito exploratorio en gas 8/9 pozos (89%)
Pozos productores 14
Amplio Portafolio de Recursos con Potencial
Acres netos 1.1 MM
Bloques 5
Media bruta de recursos sin riesgar 2 TCF (2)
VME-10 AI US $789 MM (3)
Prospectos / leads 44 ‘17 Gaitero
5
• Gas Canacol
2
‘17 Cañahuate
Jobo
‘17 Pandereta
Mar Caribe
Chuchupa Ballena
Bloques gas Canacol
Gasoducto
‘17 gasoducto
‘18 gasoducto
La Creciente
Cartagena
Barranquilla
Facilidad Jobo
SPV Pipeline Co.
+40 MMcf/d 130 MMcf/d
Dic ‘17
• Cerrando $40 MM de colocación de capital en el SPV con un grupo de inversionistas privados
• En Ago ‘17, construcción línea de flujo de 6 pulgadas Jobo → Sincelejo
• Paralelo a gasoducto Jobo → Sincelejo
• Construir nuevo gasoducto Cartagena→ Barranquilla
+100 MMcf/d 230 MMcf/d
Dic ‘18
Filadelfia
Paiva
Caracoli
Compresor
10 km
Campo de gas
Reficar
1
2 1 2
8 campos de gas 5 bloques 1.1 MM acres netos
6
Dos Proyectos de Gas Casi Triplicarán la Producción de Gas en Dic ‘18
Desde 85 → 130 → 230 MMcf/d
7
70
85
138
230 230 230
0
50
100
150
200
250
'16 '17e '18e '19e '20e '21e
Realized contractual natural gas sales (MMcf/d)
Producción de gas de Canacol requiere poco capital MMcf/d
~10 pozos en 3 años para mantener producción
• Facilidades en orden
• Hoy - 14 pozos de gas produciendo 85 MMcf/d
→ Potencial 140 MMcf/d
• Pozos choqueados / sin declinación
• 2017e
• Eliminar cuello de botella en sistemas de recolección
• Líneas de flujo adicionales
• Pozos choqueados / sin declinación
• 2018e
• Incrementar capacidad de facilidades en +100 MMcf/d
• Líneas de flujo adicionales
• 2020e
• Tasa de decrecimiento ~7% empezando en el 2020e Ventas contractuales realizadas de gas natural (MMcf/d)
Guajira offshore
Cartagena
Valle Inferior del Magdalena
Kronos-1 Julio ‘15
Gorgon-1, May ‘17
Orca-1 Dic ‘14
Barreras Importantes Para Entrar al Mercado de Gas de Colombia En camino para reemplazar a Chevron como el mayor proveedor de gas en el Caribe
• 3 cuencas colombianas con acceso al mercado de gas del Caribe
• Guajira on-shore, off-shore y Valle Inferior del Magdalena
• Por 30 años, Chevron tuvo un monopolio
• 3 cuencas tuvieron poca actividad perforatoria
< 5 pozos exploratorios perforados/año(1)
• Amenazas competitivas pueden ocurrir, pero el operador con menores costos siempre gana
• Contratos take/pay LP $5/Mcf
• Costo prom. F&D gas $0.44/mcf(2)
(1) Fuente ANH, medido con base en los últimos 10 años (2) Período de dos años consecutivos
Guajira onshore
8
Purple Angel-1, Mar ‘17
477
432
381
337
299
265
25 75
85 138
230 230
0
200
400
600
'15 '16 '17E '18E '19E '20E
3 campos productores maduros
Chuchupa, Ballena y La Creciente
• Demanda de gas en el Caribe +3%/año hasta 2025e(1)
Oferta Declinación-20%/año
o -100 MMcf/d(2)
• Potencial ~70 MMcf/d promedio → ‘20e
Posición Estratégica de Canacol Reemplazando la oferta de gas de Chevron en el Caribe
Promedio MMcf/d anual (1) Fuente: Wood Mackenzie y estimaciones UPME Colombia (2) Declinación promedio anual para los últimos tres años consecutivos
9
Exceso demanda
10
$1,25
$1,75
$2,25
$2,75
$3,25
$3,75
$4,25
$4,75
SEP-15 DEC-15 MAR-16 JUN-16 SEP-16 DEC-16 MAR -17 JUN-17
Se Avecina Un Fuerte Incremento Productivo Dos pasos → 130 → 230 MMcf/d
20 22
38
70
86 84 83
• Dic ‘15 → Dic ‘16
• ↑ producción gas 3.8x
22 → 84 MMcf/d
• ↑ precio acción 1.7x
CDN $2.77 → $4.58/acción(1)
• Nuestra meta es ejecutar una vez… y otra vez…
• Prom. ‘17 → Finales Dic ‘17
• ↑ producción gas 1.4x
85 → 130 MMcf/d
• Prom. ‘18 → Finales Dic ‘18
• ↑ producción gas 1.8x
130 → 230 MMcf/d
CDN $/acción de Canacol vs. prom. trimestral de ventas de gas en MMcf/d
(1) Medidas desde 12/31/15 → 12/31/16
10
NELSON-6
2.5 KM
PANDERETA-1
OBOE-1 FEB ‘16
CLARINETE-1 DIC ‘14
ACORDEON-1
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 8 de 9 (89%)
• Espesor prom. neto/pozo 78 pies TVD
• Tasa prom. de prod. en prueba inicial/pozo 33 MMcf/d
• Productores 14 pozos
• >2 TPC de posiblidades(2)
La búsqueda de anomalías repetibles
Extracción AVO sobre CDO medio
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
11
AVO(1) Reduce el Riesgo Exploratorio 314 BCF descubiertos en 8 pozos de gas en los últimos tres años consecutivos
NELSON-6
NELSON-5
NELSON-4
NELSON-2
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
Basemento
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
• Trabajos en curso para conectar Toronja a Jobo (3 kms)
• Porosidad 20%
NELSON-6
PORQUERO
2 1
NELSON-6 Nov ‘16
TORONJA-1 Jun ‘17
Esperanza
SSJN7
VIM 5
VIM 21
VIM 19
12
Perforando En Búsqueda De Anomalías Repetibles en Porquero Jun ‘17: Pozo de exploración Toronja-1 probó 46 MMcf/d
NELSON-6
Toronja-1 Sugiere Un Amplio Potencial en el Porquero
• Nov ‘16 Nelson-6 mostró oportunidad
• Espesor neto 39 pies TVD
• Probó 23 MMcf/d
• Dic ‘16 Recompletamiento Nelson-5 en el Porquero ↑ confianza
• Espesor neto 79 pies TVD
• Probó 13 MMcf/d
• Jun ‘17 Toronja-1 sugiere que hay más…
• Probó 46 MMcf/d
• 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)
SSJN7
VIM 5
VIM 21
VIM 19
Esperanza
13 (1) Representa las reservas 2P de acuerdo al reporte de reservas a Dic ‘16
NELSON-6
Objetivo de Exploración Pandereta-1
• Inicio perforación estimado en Octubre 2017
• Objetivo exploratorio CDO reservorio arenisco
• D&A / Profundidad $3.5 MM / ~9k pies MD
• Días para perforar/probar 6 semanas
• 13 km del descubrimiento Clarinete
• En caso de éxito, rápida conexión con línea de flujo de 6” conectando Clarinete a Jobo
1KM Sección Fluid Factor (AVO)
1,500
1,700
1,900
2,100
2,300
SSJN7
VIM 5
VIM 21
VIM 19
Esperanza
14
PANDERETA-1 2 1
Basemento
Tope Basal
Tope Rojo
Tope Azul
Mioceno Medio / Tope CDO
Marcador Tubara Inferior
Marcador Tubara
2KM
1
2
Estructura de tiempo CDO medio
PANDERETA-1
NELSON-6
GAITERO-1
Estructura de profundidad CDO Medio Intervalo de contorno 50’ 500 M
• D&A $3.5 MM
• Profundidad 9,500k pies MD
• Días para perforar/probar 5 semanas
• En caso de éxito
• Hasta dos locaciones para desarrollar
• Conexión de 12 km a Clarinete
Mediados de Nov ’17: Objetivo de Exploración Gaitero-1 Anticlinal con cierre en tres direcciones enfocado en la formación probada CDO
SSJN7
VIM 5
VIM 21
VIM 19
Esperanza
15
Fuerza Financiera
16
16
• Crédito senior garantizado a término
• Credit Suisse + sindicado $265 MM(1) / L+5.50%
• Fondos Green Shoe en un año Hasta $40 MM
• No sujeto a re-determinación si los precios del crudo disminuyen
• Modelo de negocio de gas requiere poco capital
• Capex 2017e $89 MM
• Mar ‘19 → Mar ‘22 ~$22 MM principal/pagos de intereses por 13 trimestres consecutivos
'16 '19e
$135
Liquidez substancial permite la ejecución US$ en MM
• Deuda 1Q ‘17 $265 MM
• Ebitdax ‘19e ~$300 MM ~$300
(1) Al 3/31/17
• Opcionalidad de crudo convencional de Canacol
• Bloques/acres netos 17 / 1.5 MM
• Cuenca Llanos, Colombia
• Producción >1,800 bopd(2)
• Reservas 2P 3 MMbls(3)
• Prospectos y leads 17(1)
• Recursos sin riesgar/riesgados 32/16 MMboe(1)
• Netback operativo/Bbl $21.25(2)
• Cuenca Oriente, Ecuador
• Producción 1,500 bopd(2)
• Reservas 2P 5 MMbls(3)
• Netback operativo/Bbl $38.54(2)
Opcionalidad en Crudo Convencional Deshacer o activar, si el precio del crudo es el correcto
Ecuador
Colombia
Ecuador 15k acres netos
Llanos 115k acres netos
Caguan 634k acres netos
(1) Estimación de la Gerencia (2) Para los tres meses terminados el 3/31/17 (3) Al 12/31/2016
140 280 420
Km
560 18
(1) Estimación de la Gerencia (2) Para los tres meses terminados el 3/31/17 (3) Al 12/31/2016
Shale Oil de Talla Mundial de la Formación La Luna en las Cuencas del Magdalena
• Área de depósito excede • 1 millón km2
• Roca generadora >2.3 trillones de barriles en Sur América
• Portafolio no convencional de Canacol • Bloques / acres netos 7 / 749k • Socio clave ConocoPhillips • Reporte de DeGolyer & McNaughton sobre
recursos prospectivos de crudo no convencional, Oct ‘14
• Reporte de recursos sólo evalúa 3 de 7 bloques
140 280 420
Km
560
Ecuador
Colombia
Límite de deposición de Shale La Luna
Magdalena Medio
Magdalena Superior
19
en MMbls, a menos que se indique lo contrario
Mejor Mayor Media
P50 P10 VPN-10
3 bloques(1) 168 263 185 $1.3 B
Contacto
20
Mauricio Hernández
Gerente Relación con el Inversionista 57.1.621.1747
20