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Declaraciones Futuras
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Esta presentación puede incluir ciertas “declaraciones futuras”. Todas lasdeclaraciones incluidas en este documento, que no sean declaraciones de hechoshistóricos, incluyendo sin limitación, declaraciones relativas a planes y objetivosfuturos de Canacol Energy Ltd. o la “Corporación”, son declaracionesprospectivas que implican varios riesgos, suposiciones, estimaciones eincertidumbres. Estas declaraciones reflejan las actuales proyecciones internas,expectativas o creencias de Canacol Energy y se basan en informaciónactualmente disponible por la administración de la Corporación. No se generaninguna garantía de que tales declaraciones resulten ser exactas y los resultadosreales y eventos futuros podrían diferir materialmente de los anticipados endichas declaraciones. Todas las declaraciones futuras contenidas en estapresentación son calificadas por estas precauciones y los factores de riesgodescritos anteriormente. Además, todas estas declaraciones se hacen a partir dela fecha de esta presentación y Canacol Energy no asume ninguna obligación deactualizar o revisar dichas declaraciones.
Barriles de Crudo EquivalenteBarriles de petróleo equivalente (boe) se calcula utilizando el factor deconversión de 5.7 Mcf (mil pies cúbicos) de gas natural equivalente a un barril depetróleo. Boes pueden inducir a un error, en particular si se usa de maneraaislada. La proporción de conversión boe de 5.7 Mcf: 1 bbl (barril) se basa en unmétodo de conversión de equivalencia de energía aplicable en la punta delquemador y no representa una equivalencia en boca de pozo.
Producción y ReservasProducción neta representa la producción antes de regalías.Reservas representan las reservas 2P y antes de impuestos VPN-10 al 31 dediciembre de 2017.
USDTodas las cifras se encuentran expresadas en dólares americanos a menos que seindique lo contrario.
¿Por Qué Gas Natural en Colombia?
3
Bogotá
Colombia
Mar Caribe
gas
Colombia
• La democracia más antigua/estable de Sur América
• La tercera economía más grande de Sur América
• Tratado de paz 2016 = seguridad
• Miembro más reciente de la OCDE
• Estabilidad Regulatoria (1)
• Gas natural en Colombia(2)
• Demanda de gas del país ~ 1000 MMcfd
• Costa Caribe ~ 40%
• Demanda aumenta 2-3% por año
• Disminuyen los principales proveedores de gas
• Competencia limitada
• Producción de gas de Canacol
• Actual ~ 120 MMcfd 230 MMsfd en Marzo ‘19
• 90% vendido en boca de pozo en USD$ aumenta 2% por año
• Precio prom. en boca de pozo en el 2018 de $4.80/ MMcfd (2)70km
Bloques E&P de crudoconvencional de Canacol
(1) “Estrategia de Energía” de Accenture, Marzo 2016: Accenture Consultingclasifica la reforma regulatoria de petróleo y gas de Colombia entre las primeras tres(2) Promedio para dos trimestres terminados el 6.30.2018
No-convencional
Cartagena
Barranquilla
Cerro Matos0
Déficit de Oferta de Gas Natural en Colombia
• Demanda de gas en la Costa Caribe 450 MMcf/d
• Demanda aumenta 3% por año(1)
• Por 30+ años, Chevron suministró ~50% de toda la oferta de gas en Colombia
• Oferta disminuyendo 12% por año(1)
• La capacidad de la infraestructura de transporte es un desafío clave para el crecimiento
• En los últimos 6 años, Canacol es el único explorador activo en el Caribe
• Canacol está llenando la brecha de suministro de gas
Hocol30 MMcf/d
Frontera25 MMcf/d
Campos maduros de Chevron~282 MMcf/d
Canacol114-129MMcf/d(1)
4(1) Fuente: Wood MackenzieDemanda total en Colombia representa un caso bajo
10 km
Bloques de gas de Canacol
Expansión gasoducto Promigas
Gasoductos existentes
5
• Éxito en gas natural
• Adquisiciones $170 MM
• Capital invertido $244 MM
$414 MM
• Valor creado $1.4 B(2)
• Reemplazo reservas 2P ‘17 399%
• Sólida base de reservas apuntala el valor
• Bloques/acres netos 5 / 1.1 MM
• Reservas 2P de gas Dic ‘17 505 BCF
• Adición reservas 2PJul ‘18 + 59 BCF
• Upside de recursos 2.6 TCF(3)
35
43
79
85
103
Descubrimos 468 BCF en 5 años
En MMboepetróleo gas
Reportes de reservas al 12/31/17 y 7/31/18(1) Al 12/31/17(2) VPN-10 antes de impuestos para las reservas 2P de petróleo y gas de Canacol al 12/31/2017(3) Representa la media bruta de recursos sin riesgar de un reporte de recursos preparado por Boury Global Energy Consultants, efectivo el 7/31/18.
• Vida de reservas de gas de 16 años
• F&D reservas 2P $0.63/Mcf(1)
Reservas YTD se adicionan de tres pozos
+32% TACC en reservas 2P de gas natural
7 8 1118 18
23
14 13 14
17
20
6572
89 89
+10
' 0 9 ' 1 0 ' 1 1 ' 1 2 ' 1 3 ' 1 4 ' 1 5 ' 1 6 ' 1 7 ' 1 8
El Crecimiento Consistente de Canacol
• Sólido portafolio de gas
• Contratos E&P / acres netos 5 / 1.1 MM
• Precios fijos gas boca de pozo take/pay $4.85/mcf(1)
• Márgenes operacionales robustos >75%
• Continuo crecimiento de producción y reservas
• ‘18→‘19 crecimiento de producción estimado +90%
• Adición de reservas 2P en los últimos 5 años 468 BCF
• Éxito sobresaliente en exploración de gas natural 80%
40,300
(1) Basado en contratos de gas actuales, netos de costos de transporte
En MMcf/d
+90%
+44%
+16%
6
70
81
114-129
230
'16a '17a '18e '19e
• El equipo creó $1B+ de valor de 3 adquisiciones de gas
Perfil de crecimiento de producción de gas natural
Cartagena
Barranquilla
Cerro Matos0
Dic ‘12 +20 MMcfd
• Adquisición de Shona Energy
• Gasoducto de 80 km → mina de níquel Cerromatoso
Abr ‘16 +65 MMcfd → 85 MMcfd
• Gasoducto de 190 km fondeado por Promigas
Dic ‘17 +40 MMcfd→ 120 MMcfd
• Línea de 82 km fondeada por privados Jobo → Bremen
Mar ‘19 +100 MMcfd→ 230 MMcfd
• Expansión fondeada por Promigas
• 70 km Jobo → Sincelejo
100 km Cartagena → Barranquilla
2021 +100 MMcf/d→ 330MMcfd
• Gasoducto potencial de Barranquilla/Medellín 10 km
Bloques gas Canacol
Expansión gasoducto
Gasoducto existente
Agosto 3: Licencia Ambiental Permite a Canacol Adicionar +100 MMcf/d en ‘19
Estación Jobo
7
Bremen
Sincelejo
Hacia Medellín
VIM 21
Esperanza
Chirmia
Campo Clarinete143 BCF
Cañandonga
Toronja
VIM 5
Oboe
Trombon
Nispero
Campo Nelson193 BCF
Cañahuate
Pandereta
5 km
Gas Canacol
Sísmica 3D
Línea de flujo
Lead
Prospecto“E” Exploración
“A” De Avanzada
(1) Reporte de recursos Boury & Associates, efectivo 7/31/2018
• Aplicando AVO para investigar la presencia de areniscas cargadas de gas
• 12 de 15 pozos de exploración exitosos
• Éxito 80%
• 8 de 8 pozos de avanzada/desarrollo exitosos
• Éxito 100%
• 2 reservorios
• Ciénaga de Oro (“CDO”) (profundo)
• Porquero (somero)
• Estadísticas claves
Una Historia Exitosa de Gas Natural Convencional
Breva
EstaciónJobo
Palmer
8
Acordeon
115 prospectos /
Upside 2.6 TPC(1)
Promedio
Espesor neto Tasa de prueba Costo pozo
Ft. TVD MMcf/d $ MM
CDO 85 42 $4.5
Porquero 59 30 $3.9
Promedio 72 38 $4.2
La Creciente
PanderetaOboe
Nispero
Trombon
Palmer
Toronja
Cañahuate
SSJN 750% WI
VIM 5100% WI
Bremen
Sincelejo
Guepaje
Mamay
VIM 19100% WI
Esperanza100% WI
VIM 21100% WI
Sabanas 2017
Breva
Clarinete
Cañandonga
Esperanza
Chirimia
EstaciónJobo
El Deseo Chimu
Campo de gas de CanacolCampo de gasProspectoLeadSísmica 3DLínea de flujo existenteLínea de flujo futuraFacilidades
5 10 15 km
Promigas 2018 2016
Canacol-gas '12 - '13 '14 - '16 '17 - '18 CAGR
Bloques 2 4 5 14%
Acres netos (en 000s) 85 725 1,100 44%Recursos brutos (en TPC)(1) 0.1 2.0 2.6 59%
Prospectos & leads 7 44 115 49%
Expandiendo los Recursos de Gas de Canacol
(1) Representa la media bruta de recursos prospectivos sin riesgar9
Acordeon
• El reporte de recursos de Julio ‘18 aumentó los recursos prospectivos en un 30%
• El Plan Hacia Adelante
• ‘18 - ‘20 Actual perforación exploratoria cubierta por sísmica 3D existente
• ‘19 - ‘21 Adquirir sísmica 3D (VIM5, VIM19, SSJN7)
• ‘20+ Perforación exploratoria en nueva sísmica 3D (VIM5, VIM19, SSJN7)
• 3 para 3 descubrimientos de exploración
• Hasta 5 locaciones adicionales
• Emergente e importante nuevo tipo de play Porquero
• Canacol está investigando un futuro upside en Porquero a través de 1.1 acres netos
1 KMExtracción AVO sobre el Porquero Medio Marcador SST
Nuez-1
Datil-1
Cacahuate-1
VIM-21
Toronja-114 pies
BREVA-129 pies
Arandala-1
Carambolo-1
Éxito de Breva-1 produce al menos 5 locaciones más
10
Exploración Porquero Breva-1 Toronja-1 Nelson-6
May '18 Jun '17 Nov '16Tasa de prueba (MMscfpd) 25 24 23
Espesor (ft. TVD) 29 14 39
Porosidad 27% 20% 19%Días para perforar 13 6 9
Profundidad total (ft. MD) 7,560 7,200 6,400
Nelson-579 pies
Nelson-639 pies
3D
Incluye espesor neto en ft. TVD
Tercer Descubrimiento Consecutivo de Gas en Porquero SomeroBreva-1
Reproduciendo éxito de CDO con AVO en Porquero
Oportunidad en Acordeon?Noviembre ‘18: pozo de exploración Acordeon-1 en VIM 5
B
Sección factor de fluido en Acordeon-1 y -3
Acordeon-1 Acordeon-3
11
A
1
Chirimia ‘18
Clarinete ‘14
A-3
Acordeon-A, -B,-C
Acordeon-1
A-2
Estructura de Profundidad con Extracción Factor de Fluido (AVO) en CDO Medio
B
BA
• Formación objetivo: Ciénaga de Oro
• 8,700 ft. TVD
• Costo perforación (D&A) $3.65 MM
• Múltiples locaciones de seguimiento en caso de éxito
• 3 km de los descubrimientos Clarinete y Chirimia
• Conexión de <1km a línea de flujo propuesta Pandereta-Jobo
Objetivo del pozo: Investigar la presencia de areniscas cargadas de gas a través de la metodología AVO
VIM 5
SSJN 7
VIM 5
VIM 19
VIM 21
Acordeon-1
Esperanza
1KM
Locación de plataforma en superficie
Ecuador
140 280 420 560
Km
Océano Pacífico
Colombia
Cuenca Caguán PutumayoCrudo pesado
Cuenca LlanosCrudo liviano
Cuenca Magdalena MedioCrudo no convencional
Magdalena SuperiorShale
Ecuador
• Cierre venta activos Ecuador en Feb ‘18
• $36.4 MM en ingresos de efectivo
Crudo convencional en Colombia
• $40 MM esperando venta a Arrow Exploration Ltd.
• 8 bloques y compromisos asociados
• Acciones ordinarias de Arrow $25 MM
• Efectivo $10 MM
• Nota promisoria $5 MM
Desinvirtiendo del Crudo Convencional de Canacol en ColombiaSe espera cierre de transacción a finales de septiembre
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Crudo No Convencional en La Luna
• Roca generadora >2.3 trillones de barriles en América del Sur
• Portafolio no convencional de Canacol
• Socio operador ConocoPhillips• Participación no operada 20%• 2 Bloques VMM2 & VMM3• VMM2 1ra fase exploración
• D&M reporte de Mejor P50 – 168 MMblsrecursos prospectivos(1) Mayor P10 – 263 MMbls
• Actividad ConocoPhillips
• Finales ‘17 Aplicación para licencia de perforación & fracking6 pozos horizontales / VMM2 & VMM3
• Principios ‘19 Fecha esperada para recibir permiso
• Plan ‘19 VMM3 – perforar y frack 1 pozo horizontal
140 280 420
Km
560
Ecuador
Colombia
Límite deposicionalde Shale La Luna
Magdalena Medio
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Bloques VMM2 & VMM3
(1) Reporte de Recursos Prospectivos No Convencionales, Oct 2014. Pro forma para los bloques VMM2 & VMM3
MMcf/d
Sólidos Resultados 2Q ‘183 trimestres consecutivos de crecimiento de la producción
Sólido precio del gas & netbacks
US $ / MMCF/d
7685
106112
114-129
230
3Q '17 4Q '17 1Q '18 2Q '18 '18e '19e
$4,69 $4,65
$4,72
$4,85
$3,83
$3,55
$3,71
$3,80
3Q '17 4Q '17 1Q '18 2Q '18
Gas price, net of transportation Gas netback
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Crecimiento de ventas de gas contractuales realizadas
Precio del gas, neto de transporte Netback de gas
'17 '18 '19
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NOTAEl estimado del EBITDA 2019 asume cuatro trimestres calendario de producción
El 8.3.18, Promigas recibió la última aprobación ambiental relacionada a suproyecto de gasoducto, el cual espera adicionar 100 MMcf/d de nueva producciónde gas para Canacol. Promigas espera que los 100 MMcf/d de capacidad esténdisponibles en marzo de 2019, con los primeros 20 MMcf/d disponibles el 12.1.18.
US $ en MM, excepto CDN $/acción
TSX $/acción (9/7/18) CDN $4.03
FD acciones en circulación (1) 179
Capitalización de Mercado (2) $ 549
Deuda neta (3) $ 282
Valor empresa “EV” $ 831
Participación Junta y Gerencia 22%
Estructura de Capital
Al 06/30/2018
• Efectivo $55 MM
• Efectivo restringido $6 MM
• Superávit de Capital de Trabajo $84 MM
TSX: CNE | BVC: CNE.CResumen Financiero
EBITDA anualizado basado en ~230 MMcf/d (ver nota)
US$ en MM
81MMcf/d
114-129MMcf/d
~230MMcf/d
$88 MM
~$130 - $150 MM
~$275 MM(ver nota)
+60%Estimado
+96%Estimado
(1) Incluye opciones “in-the-money” basadas en CDN $4.03/precio acción (2) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.76) al 9/7/18(3) Al 6/30/18
estimadoestimadoactual