Upload
others
View
1
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
Abril 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 2017.
USD
Todas las cifras se encuentran expresadas en dólares americanos a menos que se
indique lo contrario.140 280 420 560
Km
Bogota
Gas Natural
19 bloques /2.1 MM acres netos
Mar Caribe
Colombia
3
Líder en el Crecimiento de Producción de Gas Natural
+35% TACC en producción de gas
MMcf/d
Objetivo
70 85
~230
'16 '17e '18e '19e
114 -129
(1) Basado en contratos de gas actuales, netos de costos de transporte(2) Incluye opciones “in-the-money” basados en CDN $4.40 / precio acción(3) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.79) al 4/12/18(4) Al 12/31/17
• 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)
• Objetivos 2018
1. Lograr tasa de producción de gas de 230 MMcf/d
2. Objetivo > 200% tasa reemplazo de reservas
3. Desinvertir en todos los activos de crudo
4. Ser una compañía colombiana de E&P de gas con un play puro
USD en MM, excepto CDN $/acción
TSX $/acción (4/12/18) CDN $4.40
Acciones en circulación FD(2) 179
Capitalización de mercado(3) $ 623
Deuda neta(4) $ 230
Valor empresa “EV” $ 853
Participación Junta y Gerencia 22%
Una Historia de Descubrimientos+409 BCF en reservas 2P en los últimos 4 años
En USDReporte de reservas a diciembre de 2017. Incluye activos de crudo de Canacol en Ecuador.(1) VPN-10 AI para reservas 2P de crudo y gas de Canacol a diciembre de 2017(2) Vida de reservas 2P de crudo y gas de Canacol a diciembre de 2017(3) Valor Monetario Esperado descontado al 10%, GCA Dic ‘16
4
3 adquisiciones de gas 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) 96 BCF
Adición de Canacol de reservas 2P 409 BCF
505 BCF
Éxito de exploración de gas 10/12 pozos (83%)
Pozos productores 18
Recursos con amplio potencial
Acres netos 1.1 MM
Bloques 5
Media bruta de productos sin riesgar > 2 TCF
VME-10 AI(3) US $789 MM
Prospectos / leads 44
En MMboepetróleo gas
35
43
79
85
103
17 20
65 72
89
7 8 11 18
18 23
14
13
14
'09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16 '17
+35% TACC en reservas 2P
$1.6 B en valor(1)
16 años Índice de Vida de Reservas(2)
5
Comparativo Gas NaturalCanacol vs. Norte América
Economía especial de gas
$1
$2
$3
$4
$5
$6
Mar
'14
Jun
'14
Se
p '1
4
De
c '1
4
Mar
'15
Jun
'15
Se
p '1
5
De
c '1
5
Mar
'16
Jun
'16
Se
p '1
6
De
c '1
6
Mar
'17
Jun
'17
Se
p '1
7
De
c '1
7
$4.64(1)
$2.82
(1)Para los tres meses terminados el 12/31/2017, netos de transporte
$1.95
Vendiendo gas de precio superior en un ambiente de precios establesPromedio trimestral del precio de venta en USD por MMbtu
(1) Contratos de gas realizados proyectados por Canacol para ‘18e, netos de costo de transporte(2) Investigación E&P Barclays N.A. - Estimado NYMEX spot 2018(3) Investigación E&P Barclays N.A. – AECO 30+ día spot al 1/29/18. Conversión CDN - USD al 1/29/18.(4) Netback operativo Scotiabank 2018E(5) Representa los top 8 plays más económicos de gas convencional en N.A.(6) Costos F&D promedio para reservas 2P de Canacol por tres años al 12/31/2017(7) Rango representa el costo histórico promedio para perforar un pozo en Porquero ($3.9 MM) y un pozo en CDO (4.5 MM)
Dic
‘14
Dic
‘15
Dic
‘16
Dic
‘17
6
Comparativo Gas NaturalCanacol vs. Norte América
Economía especial de gas
(1) Contratos de gas realizados proyectados por Canacol para ‘18e, netos de costo de transporte(2) Investigación E&P Barclays N.A. - Estimado NYMEX spot 2018 (3) Investigación E&P Barclays N.A. – AECO 30+ día spot al 1/29/18. Conversión CDN - USD al 1/29/18.(4) Netback operativo Scotiabank 2018E(5) Representa los top 8 plays más económicos de gas convencional en N.A.(6) Costos F&D para reservas 2P de Canacol para el calendario 2017(7) Promedio de costo D&A de Canacol para el programa de exploración de ‘18e
Plan para el 2018
Exploración & Desarrollo; $33
Facilidades & equipos; $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. $0.63 / MCF(1)
• ‘18e precio 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) Costo F&D para reservas 2P de gas de Canacol para el calendario 2017(2) Basado en contratos de gas actuales, netos de costo de transporte
Peso del gas: 97% de producción y capital
7
Construir Capacidad Para Exceder 230 MMcf/d
• Programa de perforación acelerado
• 1 taladro
• 4 pozos de exploración y de avanzada
• 3 desarrollo
• Facilidades
• Sistema recolección de gas – eliminar cuello de botella
• Recientemente, firma de acuerdo con Enerflex Ltd.
• Expansión de planta de gas de 200 → 330 MMcf/d
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
Chirimia-1 VIM-5
2 pozos adicionales (TBD)
FACILIDADES
Sub-estación Clarinete VIM-5
Sistema tratamiento de agua Esperanza
Sub-estación Betania Esperanza
8
Ejecutar programa de 7 pozos y mejorar facilidades
9
Hoy en día no hay muchas opciones de oferta…
(1) ANH statistics
Mercado de gas del CaribePor 30 años, Colombia dependió del gas de Chevron
Cartagena
Mar Caribe
10 km
Bloques de gas de Canacol
Gasoductos existentes
Canacol114-129MMcf/d(1)
Cerro Matos0
Barranquilla
Campos maduros de Chevron~333 MMcf/d
Hocol30 MMcf/d
Frontera25 MMcf/d
Aguasprofundas~5k metros
LNG>$8/MMbtu
Reemplazando a Chevron como el mayor proveedor en el Caribe
Últimos 5 años
Fuente de oferta Perfil de producción Punto de venta
Cusiana-Cupiagua Plano Interior de Colombia
Chevron -15% TACC Caribe, Interior
Canacol +40% TACC Caribe
En MMcf/dFuente: UPME y Bain Consulting
-
200
400
600
800
1.000
1.200
'12 '13 '14 '15 '16 '17 '18e '19e '20e '21e '22e '23e '24e '25e '26e
Cusiana-Cupiagua
Chevron
Canacol
Oferta
de g
as de
Colo
mb
ia
Oportunidad
‘18e avg. 122 MMcf/d(1)
Dic ’18e→ 230 MMcf/d
(1) Representa el punto medio del guidance 2018e de Canacol
2016 – 2018e infraestructura nueva y expandida
(1) ANH statistics
Gran Plan de 3 PasosA tiempo para entregar ~100 MMcf/d de nueva producción en Dic ‘18
3
Sincelejo
Cartagena
Barranquilla
Estación Jobo
Bremen
Fuerte crecimiento de la producción en el futuro
1
2
10 km
Bloques de gas de Canacol
Expansión gasoducto Promigas
Gasoductos existentes
+100 MMcf/d N
Mar Caribe
Cerro Matos0
En MMcf/d
3
1st PromigasExpansion+55
1
SabanasPipeline+37
2
2nd PromigasExpansion+ ~100
3
(1)Representa el punto medio del guidance 2018e de Canacol
(1)
10
+100 MMcf/d100% nueva capacidad
de CanacolPrimera Expansión Promigas +55
Segunda Expansión Promigas + ~ 100
81
122
230
'17a '18e '19e
Línea de FlujoSabanas+37
• Historia de descubrimiento de Canacol de las formaciones Ciénaga de Oro (“CDO”) y Porquero
• Trayectoria de exploración de Canacol
• 44 prospectos / Upside 2 TCF (2)
VIM 21
Esperanza
‘18 Chirimia-1 (de avanzada)
Campo Clarinete143 BCF
Cañandonga
Toronja
Palmer
VIM 5
Oboe
Trombón
Níspero
‘18 Breva-1 (Exploración
Porquero)
‘18 Borojo-1 (Exploración CDO)
Campo Nelson 193 BCF 11
Estación Jobo
Cañahuate
Pandereta
5 km
Gas Canacol
Sísmica 3D
Línea de flujo
Lead
Prospecto
‘18 prospecto
‘18 avanzada
(1) Incluye perforación, completamiento y conexión
(2) Reporte Gaffney Cline, efectivo el 12/31/16. Por favor ver pg. 2 para declaraciones
de precaución
Una Historia Exitosa de Gas Natural Convencional 4 pozos CDO para el restante de 2018: 2 exploración / 2 desarrollo
BLOQUE CENTRAL (HORST)
BLOQUE FALLA OESTE
BLOQUE FALLA NORTE
PAN-1
PAN-2
PAN-3
500 MBLOQUE FALLA
SUR
VIM-5
Búsqueda en Pandereta 1, 2, 3 Prueba 143 MMcf/d Combinado
Pandereta-1 Pandereta-2 Pandereta-3
• Inicio perforación Oct ‘17 Dic ‘17 Ene ‘18
• Objetivo primario CDO CDO CDO
• Espesor neto de gas (en tvd) 64 pies 130 pies 103 pies
• Prueba de flujo 29 MMcf/d 35 MMcf/d 79 MMcf/d
Flujo abierto absoluto 140 MMcf/d 168 MMcf/d12
Pozo de Avanzada Chirimia-1
• Chirimia-1
• Perforado desde locación de Clarinete-1 (“CLA-1”)
• TD 9,310 ft md en 13 días
• Reservorio Formación CDO
• Espesor neto de gas (“TVD”) 90 pies
• Porosidad prom. 24%
• Prueba 3 intervalos para perforar antes de conectar a Jobo
VIM-5
Evaluación de bloque fallado a partir del campo Clarinete(135 BCF reservas 2P)(1)
Trayectoria del pozo sobre anomalía AVO
13
OBOE-1
CLA-3CLA-2
CLA-2ST
1 km
CHIRIMIA-1
Mapa estructural en profundidad CDO Superior
B
A
A B1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
Basamento
Línea en buzamiento (Factor de Fluido)(1) Reservas 2P de campo de gas Clarinete al 12/31/17
CLA-1
Punto penetradoen CDO Superior
CLA-1 CHIRIMIA-1
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 sobre formación Porquero
Incluye tasas de prueba
Descubrimiento
Prospecto
Nuez-1
Datil-1
Cacahuate-1
14
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 Finales de Abril 2018Breva-1
• Breva-1
• TD 7,300 ft md
• Reservorio Objetivo Porquero
• Costo perforación (D&A) $3.1 MM
• 3 posibles localizaciones adicionales perforablesdesde la locación del pozo Breva
1 KMExtracción AVO sobre el Porquero Medio Marcador SST
NUEZ-1
DATIL-1
CACAHUATE-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
15
LocaciónBREVA
• 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 en ubicación estructural óptima)
Extracción de atributo “Factor de Fluido” al tope CDO, contornos en profundidad del tope CDO sobreimpuestos
A
B
COR-12
500 M
Cierre estructural más bajo
Borojo-1
Feijoa-1
Feijoa-1
500 M
Esperanza
Exploración en 3Q 2018Borojo-1
17
BA
Sección “Factor de Fluido”
Cierre estructural prominente con fuerte anomalía
Borojo-1
Ecuador
140 280 420 560
Km
Océano Pacífico
Colombia
Cuenca Caguán PutumayoCrudo pesado
Cuenca LlanosCrudo Ligero
Cuenca del Magdalena MedioShale
Magdalena SuperiorShale
Ecuador
• Cierre de venta de activos en Ecuador en Feb ‘18
• $36.4 MM en ingresos de efectivo
Colombia
• Desinvertir de activos en Colombia
• Portafolio diversificado 4 cuencas
• Bloques / acres netos 14 / 1.0 MM
• Producción ~1k bopd(1)
• Potencial de explotación prometedor para playde shale convencional naturalmente fracturado
• Acceso a shale de talla mundial en La Luna
(1) Producción neta antes de regalías de Canacol, para los tres meses terminados el 9/30/1717
Desinvertir de Crudo de Canacol-Colombia Se espera cierre de transacción a mediados de 2018
Activos Especiales
18
El operador con menores costos gana(1)
En USD(1) Para los tres meses terminados el 12/31/2017(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/MMbtuprom.)
• Negocio poco intensivo en capital
• $80 MM en 2018
• Incrementar producción en 89%
$/MCF
Ingreso gas natural $ 4.92
Gastos de transporte $ (0.28)
$ 4.64
Regalías $ (0.55)
Gastos de producción $ (0.54)
Netback operativo $ 3.55
% margen 72%
Contacto IR TSX: CNE | BVC: CNE.C
19
Mauricio HernándezGerente Relación con Inversionistas