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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.
La inversión en Canacol Energy es especulativa, debido a la naturaleza del negocio de la Corporación. La capacidad de la Corporación para llevar a cabo sus iniciativas de crecimiento, como se describen en esta presentación confidencial, dependen de que Canacol Energy pueda obtener capital adicional. No existe seguridad de que la compañía pueda captar exitosamente el capital requerido o completar las iniciativas de crecimiento descritas. Los inversionistas deben confiar en la habilidad, experiencia, juicio, discreción, integridad y buena fe de la Administración de la Compañía.
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 a boca de pozo.
2
(1) Pro forma para el aumento de capital de mayo '14 y la adquisición en LLA 23 en junio '14 (2) Reservas 2P + “volúmenes equivalentes” antes de regalías & VPN-10 antes de impuestos a
jun´13 y dic´´13 (reporte de reservas “D&M”). Estas cifras no reflejan los volúmenes de producción desde la fecha del reporte de reservas de “D&M”
(3) Estimaciones de la gerencia de recursos netos prospectivos recuperables riesgados
Sólida Base de Producción
Portafolio 5 cuencas / 8 campos
Valor de la Empresa “EV” US $ 763 millones(1)
Reservas 2P + “DV” 41 mmboe / US $ 842 millones(2)
Sólida vida de reservas ~ 9 años
Potencial de Exploración
Portafolio 23 contratos / 1.8 millones de acres
netos
Recursos potenciales ~200 MMboe(3)
Socios de talla ConocoPhillips, Exxon Mobil, Shell
mundial
3
Esperanza
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
'13a '14e '15e '16e '17e '18e '19e '20e
Cerca de triplicar la producción de las reservas 2P actuales a lo largo de los siguientes 3 años
Producción promedio año calendario ubicado en el eje X
Producción promedio neta antes de regalias (boepd)
$581
$763
$1.546 $261
$708
$190
$81
$-
$500,0
$1.000,0
$1.500,0
$2.000,0
$2.500,0
Proven Probable Possible EV Upside
Po
ten
cial de
Ex
plo
ración
Reservas 2P + “DV” 41 MMboe / US $ 842 millones
Recursos prospectivos ~200 MMboe / US $2.3 billones
Reservas 2P + “volúmenes equivalentes” antes de regalías & VPN-10 antes de impuestos a jun´13 y dic´´13 (reporte de reservas “D&M”). Estas cifras no reflejan los volúmenes de producción desde la fecha del reporte de reservas de “D&M” Estimaciones de la gerencia de recursos prospectivos netos riesgados “DV” = “Deemed Volumes” - Volúmenes Equivalentes
Probada Probable Posible “EV” Potencial
Exploración histórica Éxito comercial 47%
4
Objetivo para el año calendario ‘14e entre 13,000 y 14,000 boepd
Producción neta promedio
antes de regalías (boepd)
Netback promedio corp.(/boe)
Tarifa de crudo de Rancho Hermoso Gas
$-
$5
$10
$15
$20
$25
$30
$35
$40
$45
-
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
Gas (23 MMboe o 56%) Crudo (18MMbls o 44%)
Ecuador
12-15% declinación/año
Llanos
30-40% declinación/año
Esperanza
10-15% declinación/año Capella
10-15% declinación/año
No inluye reservas: LLA 23: Leono, Pantro y aumento de “WI”
~9 años
RLI
5
* “WI” = “Working Interest” - Participación
Creciendo en nuestros éxitos Aumento de “WI” del 80%→90% $40 millones pagados: $31 por barril 2P netbacks $62/barril Se obtuvieron: 1.3 mmbo 775 bopd 5MMbls potenciales 9 pozos adicionales en el ‘14 6 de desarrollo 3 de exploración (Tigro-1, Pointer-1, Maltés-1)
1 ‘08→ Rancho Hermoso 13 de 13 ~15,000 bopd netos el máximo
2 ‘12→ Labrador 5 de 5
3 ‘13→ Leono 3 de 3
4 ‘14→ Pantro 1 de 1
Tigro-1 5 MMbls(1)
LLA 23 Búsqueda de 50 MMbls (1)
Rancho Hermoso Falla
Campos de petróleo Leads
Pointer-1 2 MMbls(1)
(1) (1) Estimaciones de la gerencia de recursos restantes netos prospectivos recuperables no riesgados
Labrador
Leono
Pantro
3D
3D
2
1
3
4
Maltés-1 2 MMbls(1)
6 * “WI” = “Working Interest” - Participación
LLA 23
Lab
5-de-5 en Labrador
Prueba ≤1,800 bopd
Espesores petróliferos
mitigan el riesgo
Próximo Maltés
Netback $62/bbl
P
A-1ST
L-5
L-2
L-3
L-4
L-6c
A
M-1
P Pointer-1 2 MMbls(1)
A
Lab-4 C7,M,B,G,U
Lab-2 G,U
Lab-3 C7,G,U
Lab-5 C7,G
A-1ST C7,G,U
Lab-6c
Maltés-1 2 MMbls(1) Locación
Agueda
Locación Pointer
2km
(1) Estimaciones de la gerencia
90% “WI” 5 reservorios confirmados C7, M, B, G, U 2 exhibidos: C7 y G
P-1
Maltés-2c
Pointer-2c Pointer-2c
7
Leono-2
Leono-3
Leono-1
Pantro-2
Tigro-2c
Pantro-3
Tigro-3c
L-3
P-1
P-2
P-3
T-2c
T-3c
L-1
L-2
2km
Pantro-1
Locación Tigro
Locación Lanceros L
T
Tigro-1 5 MMbls(1)
L
T
Leono → Pantro → Tigro →
90% “WI” 5 reservorios confirmados C7, M, B, G, U 2 exhibidos: B, G
Pozo/recuperación de la inversión ≤6 meses
OWC @ 10,346 ft
OWC @ 9,446 ft
5 resultados importantes pruebas Leono-1 (B) 1,490 bopd netos Leono-2(B) 2,406 Pantro-1(G) 2,344 Pantro-1(M) 830 Leono-3(M) 956 Pantro-2 a prueba
(1) Estimaciones de la gerencia
LLA 23
Pantro Leono
OWC= “Oil Water Contect” – Contacto Agua Aceite
T- 1
LLA 23
Las Maracas
Macarenas
Heredia
Saimiri
Zopilote
Cravo E Cravo S
Mateguaia
Falla Campos de petróleo Leads
Adquirir en jul ’14,
400 km2 de sísmica 3D
para confirmar las
locaciones de perforación
para el ’15 y ‘16
115k acres brutos
Uno de los contratos
mas grandes de E&P en
el área
LLA 23 ~50MMbls
de recursos restantes (1)
(1) Estimaciones de la gerencia de recursos restantes netos prospectivos recuperables no riesgados 9
Esperanza 100% “WI” Sólidos contratos de gas de largo plazo+precios altos/netback+mínimo capital de desarrollo Este activo se posiciona en el top 5% de vida de reservas en Colombia Reservas 2P 22.6 mmboe(1)
Dic ‘13 3,000 boepd Vida de reservas 20-años Contrato existente ‘14→’21e 2,800 boepd @ ~$4/mmbtu 2 nuevos contratos podrían triplicar la producción en Dic ‘15e ’15e→’20e 6,140 boepd @ $5.40/mmbtu >8,900 boepd en Dic ‘15e
Corozo
Palmer
Cañandonga
1
3
2
Nispero
Prospectos Leads Campos productores
Katana
Nelson
Arianna
Caña Flecha
Estación Jobo
Gasoducto a la mina
(1) Reporte de reservas efectivo a dic‘13 (2) Estimaciones de la gerencia para recursos netos prospectivos recuperables no
riesgados/riesgados
gasoducto
Potencial de Exploración Actividades actuales Pruebas a 1 de 3 pozos de exploración 20.3 / 10.4 m mboe de recursos prospectivos(2)
Esperanza
10
3
2
1
4
6
COR 4
COR 12
VMM 3
VMM 2
COR 11
COR 39
Santa Isabel
5
7
N
N
S
“La motivación es evidente” ‘93 → ‘12, La vida de reservas de Colombia disminuyó 19 → 7 años
El “shale” es la solución para ↑ las reservas de Colombia
Canacol tiene la segunda posición en tierras de “shale” en Colombia
S
COR 62 $263/acres
11
La Luna Totumal 1-5 800k bbls producidos
La Luna Olivo-1 Probó ≤ 6,400 bopd
Catalina-1 Probó 7,820 bopd
Santa Isabel
VMM 3
VMM 2
Buturama 1-4 Produjo 500k+ bbls
Mono Araña-1 prueba de largo plazo
Rosablanca
El Cejudo-1
Pico Plata-1
‘14e: 11 pozos 5 “fracs”
$240 mm capex ’16e >25,000 bopd
Área de “shale oil” definida(1)
P Pozos propuestos (1) ~1.5 mm acres de “shale oil” prospectivo en La Luna en la Cuenca del Magdalena Medio, EIA Jun ‘13
“Sweet Spot”
Multiples zonas de “shale”
OP-1
12
De
sarr
ollo
LLA 23 (Labrador, Leono, Pantro) VMM 2 Ecuador Capella Rancho Hermoso
(1) Estimaciones de la gerencia de recursos netos prospectivos recuperables no riesgados/riesgados (2) Representa la producción neta promedio antes de regalías
Objetivo ‘14e 13,000 – 14,000 boepd(2)
Po
ten
cial
de
Ex
plo
raci
ón
Total ‘14e
PESADO Capella: Chipo 1 3.3/0.8
Q 3 ‘14e Q 4 ‘14e
SHALE VMM 3: Picoplata 1 54.8/13.7 VMM 2
GAS Esperanza: Palmer, Corozo, Cañandonga 3 20.3/10.4 10 89/31 mmboe
LIVIANO LLA 23: Pointer, Maltés, Tigro 3 8.3/4.7 mmbls CLT: Guepardo 1 1.3/0.7 Ecuador: Secoya Oeste 1 1.0/0.4
Pozos Recursos
Prospectivos(1)
Advantage
13
Equipo con> 50-años de historia operacional
combinada en Colombia
Calendario ‘14e 13,000 - 14,000 boepd
Objetivo 89 mmboe / 31 mmboe(4)
Plataforma 5 cuencas/8 campos
diversificada
Reservas 2P + “DV” 41 mmboe(5)
Recursos potenciales ~200 mmboe(6)
Socios de talla ConocoPhillips, Exxon, Shelll
mundial
Resumen
(1) No incluye instrumentos financieros no dilutivos basado en el actual precio/acción CDN
$6.88/acción (2) Convertido utilizando CDN → USD tasa de cambio (0.92) al 8/4/14 (3) A marzo 31 de 2014
28% 32%
18% 22%
En mm Acciones en circulación 106.0 Dilución 8.9 114.9 En USD mm Capitalización del mdo $724.5 Deuda neta+ convert 38.4 Valor de la Empresa “EV” 762.9
Accionistas Diversificados
(1)
(2)
(4) Estimaciones de la gerencia de recursos netos prospectivos recuperables no riesgados/riesgados (5) Reportes de reservas efectivos a jun ’13 y dic ’14 (6) Estimaciones de la gerencia de recursos netos prospectivos recuperables riesgados
TSX (CNE), BVC (CNEC), OTCQX (CNNEF)
(3)
14
15
Ver las notas que se encuentran en los estados financieros para los períodos indicados 16
Contacto: 57 6211747 ir@canacolenergy.com
17 Ver las notas que se encuentran en los estados financieros para los períodos indicados
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