Enero 2018
El Camino Hacia ~230 MMcf/d
2
Declaraciones Futuras
2
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.140 280 420 560
Km
Bogotá
Gas Natural
19 bloques /2.1 MM acres netos
Mar Caribe
Colombia
3
Líder en el Crecimiento de Producción de Gas Natural
+48% TACC en producción de gas
MMcf/d
Objetivo
70 85
229
'16 '17e '18e '19e
114 a129
(1) Basado en contratos de gas actuales, netos de costos de transporte(2) Incluye opciones “in-the-money” basados en CDN $4.48 / precio acción (3) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.80) al 1/12/18(4) Al 9/30/17
• Objetivo para el 2018
• Capital $80 MM
• Gas 114 – 129 MMcf/d
• Crudo 1,700 boepd
• % gas >90%
• Precio prom. gas $4.75/MMbtu(1)
• 2019
• Nuevo gasoducto Promigas +100 MMcf/d
USD en MM, excepto CDN $/acción
TSX $/acción (1/12/18) CDN $4.48
Acciones en circulación FD(2) 176
Capitalización de mercado(3) $ 630
Deuda neta(4) $ 243
Valor empresa “EV” $ 873
Participación Junta y Gerencia 22%
Una Historia de Descubrimientos+314 BCF en reservas 2P en los últimos 4 años
En USDPro forma para la venta de los activos de Canacol en Ecuador en Dic ‘17(1) No incluye la adquisición del activo de exploración SSJN-7 de Pacific Exploration & Production(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
En MMboe(1)
oil gas
17 20
65 72
7 8 11 14
14
19
9
8
'09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16
8074
4
3 adquisiciones de gas(1)2 adquisiciones de crudo
• Crecimiento de exploración altamente disciplinado
– Evaluado sobre 150 transacciones
• 3 adquisiciones de gas de calidad
Base de reservas de larga vida
Reservas de gas adquiridas ('12-'14) 96 BCF
Adición de Canacol de reservas 2P de gas 314 BCF
410 BCF
Éxito de exploración de gas 10/11 pozos (91%)
Pozos productores 17
Recursos con Amplio Potencial
Acres netos 1.1 MM
Bloques 5
Media bruta de productos sin riesgar(2) > 2 TCF
VME-10 AI(3) US $789 MM
Prospectos / leads 44
+51% TACC en reservas 2P
Plan para el 2018
Exploración & Desarrollo; $33
Facilidades & equipo; $17
Sísmica, workover & otros; $30
$80 MM presupuesto de capital para 2018US $ en MM
1. Asegurar que la capacidad productiva de gas exceda 230 MMcf/d en Dic 2018
• Objetivo ‘17e 85 MMcf/d
• Objetivo ‘18e 114-129 MMcf/d
2. Ejecutar el programa de 7 pozos
• Programa 4 exploración & de avanzada
3 desarrollo
• Costo F&D prom. $0.44 / MCF(1)
• ‘18e precio de venta prom. $4.75 / MCF(2)
3. Desinvertir el portafolio activos de crudo convencional de primer nivel
• Creando un play puro, una compañía E&P colombiana enfocada en gas natural limpio
(1) Promedio de los últimos dos años consecutivos(2) Basado en contratos de gas actuales, netos de costos de transporte
97% es dedicado a activos de gas
5
Construir Capacidad Para Exceder 230 MMcf/d
• Programa de perforación acelerado
• 2 taladros
• 4 pozos de exploración y de avanzada
• 3 desarrollo
• Facilidades
• Sistema recolección de gas – eliminar cuello de botella
• Expansión planta de gas de 200 → 300 MMcf/d
• Objetivos claves
• Lograr capacidad de 230 MMcf/d a mitad de 2018
• Agregar nuevas reservas para desarrollar proyectos de gasoductos en el futuro
Ejecutar programa de 7 pozos y mejorar facilidades
2018
Bloque 1Q 2Q 3Q 4Q
PERFORACIÓN
Exploración
Gaiteros-1 VIM-5
Breva-1 VIM-21
Borojo-1 Esperanza
De avanzada/Desarrollo
Pandereta-3 VIM-5
Canahuate-3 Esperanza
2 pozos adicionales (TBD)
FACILIDADES
Sub-estación Clarinete VIM-5
Sistema tratamiento de agua Esperanza
Sub-estación Betania Esperanza
6
7
2015 – 2016 gasoducto fondeado por Promigas
(1) ANH statistics
Éxito de Canacol Requirió Acceso a Nuevos Clientes
Cartagena
Mar Caribe
Estación Jobo
+65 MMcf/d N
(1) Estadísticas de la ANH
10 km
Bloques de gas de Canacol
190 km gasoducto Promigas
Gasoductos existentes
4 bloques785k acres
20 MMcf/d S Cerro Matos0
• ’14 → ’16: Canacol descubrió más gas que todos los demás exploradores colombianos combinados(1)
• Adquirió reservas 2P de gas ('12-'14) 96 BCF
• Reservas 2P agregadas por Canacol +314 BCF
• ’15 → ’16: Promigas fondeó y construyó gasoducto de 190 km desde los descubrimientos de Canacol a Cartagena
• Reemplazando la oferta decreciente de los campos de Chevron
• ’15 → ’16: Esta nueva estructura permitió a Canacol incrementar su producción de 20→ 85 MMcf/d
• +65 MMcf/d hacia el norte a Cartagena
• 20 MMcf/d existentes hacia el sur a Cerro Matoso
BarranquillaCampos maduros de
Chevron~333 MMcf/d
8
2017 – 2018: infraestructura nueva y expandida
(1) ANH statistics
El Crecimiento de Canacol Requiere Expansión de InfraestructuraDentro del cronograma para entregar +100 MMcf/d en Dic ‘18
3
Sincelejo
1Filadelfia
Cartagena
Barranquilla
Estación Jobo
Bremen
Crecimiento del portafolio de gas ganador de Canacol en el tiempo
201285k acres
2014 Hoy1.1MM acres
1
En Abr 2017, adquirió bloque SSJN-7
• En Dic 2017, ↑ capacidad en 40 MMcf/d
• Línea de 6 pulgadas fondeada por privados Jobo → Bremen (“Sabanas”)
En Dic 2018, programado ↑ capacidad por segunda expansión del gasoducto de Promigas
• Línea 20 pulgadas fondeada por Promigas Jobo → Sincelejo
• Promigas hacia el norte 165 MMcf/d
• Sabanas hacia el norte 40 MMcf/d
• Cerro Matos0 hacia el sur* 25 MMcf/d
2
2
3
VIM 19
Esperanza
VIM 21
SSJN-7
VIM-5
3
+100 MMcf/d N
Sabanas
3
Campos maduros de Chevron
~270 MMcf/d
Mar Caribe
Cerro Matos0
230 MMcf/d objetivo
* Incluye 5 MMcf/d de otros clientes
10 km
Bloques de gas de Canacol
Expansión de gasoducto Promigas
Gasoductos existentes
Nuevas estaciones de compresión
Rica Historia Construyendo Gasoductos
Esperanza
Palmer
Toronja
Oboe
Campo de gas de Canacol
Línea de flujo
5 km
Pandereta
Cañandonga
Cañahuate
EstaciónJobo
Trombón
Níspero
Campo Nelson 193 BCF VIM 5
VIM 21
9
Campo Clarinete143 BCF
Sabanas Nov 2017
• ‘15→’17 Completados 7 proyectos de gasoductos
• ~130 kilómetros agregados
• Obtuvo $30 MM para construir gasoducto Sabanas
• Financiamiento privado (no-dilutivo)
• Dic 5, 2017: inicio de operaciones
• 82 kilómetros
• Línea de 6 pulgadas
Tasa de Éxito de Exploración del 91%
VIM 21
Esperanza
’18 Pandereta-3(desarrollo)
Campo Clarinete143 BCF
Cañandonga
Toronja
PalmerVIM 5
Oboe
’18 Gaiteros-1 (exploración)
Trombón
Níspero
’18 Breva-1 (Porquero
exploración)
’18 Borojo-1 (CDO exploración)
Lead
Prospecto
‘18 prospecto
‘18 de avanzada / desarrollo
Campo Nelson 193 BCF
5 km
• Trayectoria probada de dos formaciones geológicas productivas
• Ciénaga de Oro (“CDO”)
• Porquero
• Programa de 3 pozos de exploración en el 2018
• Objetivo: 2 CDO / 1 Porquero
• Aplicando AVO para investigar la presencia de areniscas cargadas de gas
• Éxito exploración de gas 10 de 11 (91%)
• Espesor neto prom./ pozo 84 ft. TVD
• Tasa de prueba prom./ pozo 32 MMcf/d
10
Estación Jobo
Campo de gas de Canacol
Sísmica 3D
Línea de flujo
’18 Cañahuate-3 (de avanzada)
11
BLOQUE CENTRAL (HORST)
BLOQUE FALLA OESTE
BLOQUE FALLA NORTE
PAN-1
PAN-2
PAN-3
500 MBLOQUE
FALLA SUR
• Pandereta-1 probó 29 MMcf/d
• Inició perforación Oct ’17
• Objetivo primario: CDO 64 ft tvd espesor neto de gas
• Objetivos secundarios Tubará inferior 34 ft tvd espesor neto de gas Basamento fracturado 51 ft tvd espesor de gas
CDO
• Pandereta-2 probó: 51 MMcf/d con choque o 140 MMcf/d con flujo abierto absoluto
• Inició perforación Dic ’17
• CDO: objetivo primario 130 ft tvd espesor neto de gas
• Pandereta-3 inició perforación en Enero 12, 2018
Pandereta-2 Pandereta-1
VIM-5
CDO
64 ft. espesor neto de gas20.5% porosidad
130 ft. espesor neto de gas23%% porosidad
Búsqueda en PanderetaEl éxito de Pandereta 1 y 2 llevan a la reciente perforación de Pandereta-3
Sabiendo Que Rojo Significa Gas,Cuál Mapa Utilizaría Para Explorar Gas?
1 KM
3D sin calibrar 3D calibrado para análisis AVO
Breva-1
Arandala-1
Carambolo-1
Extracción AVO sobreformación Porquero
Incluye tasas de prueba
Descubrimiento
Prospecto
Nuez-1
Datil-1
Cañahuate-1
12
Toronja-146 MMcf/d
Nelson-513 MMcf/d
Nelson-623 MMcf/d
Aplicando AVO para investigar la presencia de areniscas cargadas de gas (ej: reservorio Porquero)
Exploración en 1Q 2018 Gaiteros-1
• Gaiteros-1: se espera inicio perforación el 18 de enero de 2018
• Anticlinal de cierre contra falla, definido por sísmica 3D
• Reservorio objetivo Ciénaga de Oro
• TD ~10k ft md
• Costo perforación (D&A) $3.6 MM
Estructura de tiempo CDO medio
2KM
Gaiteros-1
13
VIM 21
Esperanza
’18 Pandereta-3(development)
Clarinete Field 143 BCF
Cañandonga
Toronja
PalmerVIM 5
Oboe
Trombon
Nispero
’18 Breva-1 (Porquero
exploration)
’18 Borojo-1 (CDO exploration)
Lead
Prospect
‘18 prospect
‘18 appraisal / development
Nelson Field 193 BCF
5 km
Jobo Station
Canacol gas field
3D seismic
Flow line
’18 Canahuate-3 (appraisal)
VIM-5
’18 Gaiteros-1 (exploración)
’18 Pandereta-3(desarrollo)
Campo Clarinete143 BCF
’18 Cañahuate-3 (de avanzada)
Estación Jobo
’18 Borojo-1 (CDO exploración)
’18 Breva-1 (Porquero
exploración)
Campo Nelson 193 BCF VIM 5
Exploración en 2Q 2018Breva-1
• Breva-1
• TD 7,300 ft md
• Reservorio objetivo Porquero
• Costo perforación (D&A) $3.1 MM
• 3 posibles localizaciones adicionales perforables desde la locación del pozo Breva
1 KMExtracción AVO sobre el Porquero Medio Marcador SST
NUEZ-1
DATIL-1
CAñAHUATE-1
A
B
VIM-21
TORONJA-1
NELSON-5
NELSON-6
BREVA-1
ARANDALA-1
CARAMBOLO-1
BREVA-1TORONJA-1
A B
Tope Porquero
Breva-1 ofrece conexión de 3km al campo de gas ToronjaEl pozo Breva-1 probó el play en Porquero, definido con análisis AVO
LocaciónBREVA
14
• Borojo-1 es un prospecto apoyado por AVO en CDO
• TD 9,920 ft md
• Reservorio objetivo Ciénaga de Oro
• Costo perforación (D&A) $3.6 MM
• El pozo COR-12 produjo 10 BCF (no perforado enubicación structural óptima)
Extracción de atributo “Factor de Fluido” al tope CDO, contornos en profundidad del tope CDO sobreimpuestos
A
B
COR-12
500 M
Cierre structuralmás bajo
Borojo-1
Feijoa-1
Borojo-1Feijoa-1
500 M
Esperanza
Exploración en 3Q 2018Borojo-1
15
BA
Sección “Factor de Fluido”
Cierre structural prominente con fuerte anomalía
Ecuador
140 280 420 560
Km
Océano Pacífico
Colombia
Cuenca Caguan PutumayoCrudo pesado
Cuenca LlanosCrudo ligero
Cuenca del Magdalena MedioShale
Magdalena SuperiorShale
• Sólida base de activos productores
• Producción ~2k bopd(1)
• Reservas 2P 7.6 MMbls(2)
• Potencial de exploración
• Portafolio diversificado 4 cuencas
• Bloques / acres netos 14 / 1.0 MM
• Potencial de explotación prometedor para playde shale convencional naturalmente fracturado
• Acceso a shale de talla mundial en La Luna
(1) Producción neta antes de regallías de Canacol, para los tres meses terminados el 9/30/17
(2) De acuerdo al reporte de reservas del 12/31/1616
Desinvertir de Crudo de Canacol2Q 2018: se espera cierre transacción
17
$1,50
$2,50
$3,50
$4,50
20 22
38
70
86 84 83 77 76
122
222
Crecimiento de producción de gas impulsa precio acciónProducción trimestral en MMcf/dCDN $/acción
La tasa año/año de crecimiento de producción de gas se volvió positiva
20
75 85
122
222 +275%
+13%
+43%
+82%
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
-
50
100
150
200
MMcf/d
‘17e → ‘18e +43%
‘18e → ‘19e +82%
Un Futuro Más Brillante
Activos Especiales Entregan Flujo de Caja Significativo
18
'16 '19e
$135
~$275
US $ en MM
• Crédito senior garantizado a término
• Credit Suisse + sindicado / L+5.50%• Mar ’19 → Mar ’22 ~$24 MM de pagos principales
para 13 trimestres consecutivos
El operador con menores costos gana(1)
En USD(1) Para los tres meses terminados el 9/30/2017(2) Excluye Ecuador, el cual espera cierre de venta
• Activos especiales
• Entregando gas natural bajo contratos de largo plazo con precio take-or-pay(~$4.75/MMbtu prom.)
• Negocio poco intensivo en capital
• $80 MM en 2018
• Incrementar producción en 82%
$/MCF
Ingresos gas natural $ 4.96
Costo de transporte $ (0.26)
$ 4.70
Regalías $ (0.51)
Costo de producción $ (0.36)
Netback operativo $ 3.83
% margen 77%
(2)
Flujo de caja significativo para el servicio de la deuda
Contacto TSX: CNE | BVC: CNE.C
19
Mauricio HernándezGerente Relación con Inversionistas