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RESULTADOS PRIMER TRIMESTRE AÑO FISCAL 2015
a 30 de septiembre 2014
Aumento en Ingresos
1Q F2014: $51,6 MM
1Q F2015: $67,0 MM +30%
Aumento en fondos provenientes de operaciones
1Q F2014: $24,3 MM
1Q F2015: $36,8 MM +52%
Netbacks
1Q F2014 $39,33 / boe
1Q F2015 $37,69 / boe - 4%
El más alto en la historia de
Canacol
Principalmente por caídas en los precios de referencia del
petróleo
Producción trimestral, incluida en Estados Financieros y Reporte de Gestión y Análisis, para cada uno de los periodos
Cifras en miles de millones de dólares americanos ($) Valores trimestrales. La fecha representa el cierre de cada uno de los trimestres Valores obtenidos de los Estados Financieros y Reporte de Gestión y Análisis para cada uno de los periodos.
Ingresos Totales & Opex + Transporte Cifras en millones de dólares Ingresos
Gastos transporte y producción
Cifras en miles de millones de dólares americanos ($) Valores trimestrales. La fecha representa el cierre de cada uno de los trimestres Valores obtenidos de los Estados Financieros y Reporte de Gestión y Análisis para cada uno de los periodos.
Fondos Operacionales
Cifras en millones de dólares Cifras en millones de dólares
Considerando la coyuntura de menores precios de referencia del petróleo, el enfoque principal de Canacol para el año restante 2014 y 2015 es: LLA-23 Crudo Liviano con altos netbacks Esperanza Gas Ecuador Crudo a tarifa fija
Contratos de Gas No tienen exposición y Ecuador a las fluctuaciones en los 42% producción
precios de referencia del 1Q F2015 petróleo
Producción Actual 20 MMcfpd (3,509 boepd) Precio Guajira $5.08/MMbtu - $28.96/boe (subió de $3.97 desde el 29 de Oct)
+$30MM Ebitda al año
Finales 2015 83 MMcfpd (14,561 boepd) 2 Contratos existentes – 5 años: 35 MMcfpd @5.40/Mmbtu +2% anual
1 Nuevo contrato – 5 años: 30 MMcfpd @ $8.00 /Mmbtu + 3% anual
+$140MM Ebitda por año
En el primer trimestre del 2015 Canacol obtuvo una utilidad de $14,11 MM, frente a la utilidad de $2,98 MM en el mismo trimestre del año 2014, un
incremento del 373%
Trimestre terminado Septiembre 30 2014 2013
Utilidad Neta 14.110 2.981
Ajustado por:
+ Impuestos (1.190) 1.216
+ Gastos financieros 3.388 1.943
+ Depreciación 19.493 7.298
EBITDA 35.801 13.438
CANACOL CON SU ACTUAL: Amplio y diversificado portafolio de
activos de petróleo y gas
Reducida exposición a los precios de referencia de petróleo
Sólida estructura financiera y
acceso a socios financieros Sólidos equipos técnicos y
gerenciales
Efectivo: $137,4 MM + $103,7 MM (RC) + Nota Apollo $100 MM
ESTA BIEN POSICIONADA PARA: Mantener sólidos niveles de producción
Generar flujos de caja
Crecer sus reservas
Continuar con la tendencia de crecimiento Afirmar portafolio de prospectos para perforación
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.
12
(1) Reservas 2P + “volúmenes equivalentes” antes de regalías & VPN-10 antes de impuestos a jun ´14 (reporte de reservas “D&M”). Estas cifras no reflejan los volúmenes de producción desde la fecha del reporte de reservas de “D&M” * “DV” = “Deemed Volumes” - Volúmenes Equivalentes
Producción diversificada
Reservas 2P+ “DV” 43 MMboe / US $ 887 millones(1)
Vida de Reservas ~9 años
Producción 1Q’15 13,256 boepd promedio neto
42% insensible a los precios del petróleo global
Valor de la Empresa US $ 498 millones
“EV”
Para el restante año calendario 2014… Restan 9 pozos 4 de exploración 5 de desarrollo Objetivo 12,500 – 13,000 boepd
13
Producción neta promedio antes de regalías (boepd)
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
'13a '14e '15e '16e '17e '18e '19e '20eProducción promedio año calendario ubicado en el eje X
35,000 boepd para 2016 PRODUCCIÓN DE PROSPECTOS DE EXPLORACIÓN RIESGADOS >200 MMboe de recursos prospectivos netos riesgados VPN-10 $2.3 billones $21/acción
PRODUCCIÓN DE 13 CAMPOS EXISTENTES 43 Mmboe de reservas 2P VPN-10 $887 millones $8/acción
14
Gas (20 Mmboe ó 47%)
43 MMboe Petróleo (23 MMbls ó 53%)
17-años vida de reservas
~9 yr. RLI
Capella
10-15% declinación/año
Llanos
30-40% declinación/año
Ecuador
12-15% declinación/año
Esperanza
10-15% declinación/año
Objetivo para el año calendario ‘14e 12,500 a 13,000 boepd
Producción promedio neta antes de regalías (boepd)
Crudo mediano/liviano Tarifa de crudo Rancho Hermoso Gas
Netback promedio corp.
(/boe)
15
Palmer
~9 Años RLI
Excluye a Tigro
Cerro Matoso Mina de nickel
~60 MMcf/d
Magdalena Inferior
Finalizado al terminar ’15:
La primera estructura
flotante en el mundo de GNL
(Gas Natural Licuado)
De 18 MMcf/d a 83 MMcf/d finalizando ’15 Compromiso Precio EBITDA Cerro Matoso 18 MMcf/d $5 / Mbtu $30 MM Dic ‘15 primeras ventas
Nuevo contrato #1 35 $5.40 $65 Nuevo contrato #2 30 $8 $75 83 MMcf/d $170 MM
Búsqueda continua de más contratos ~60 MMcf/d Sólida base de producción bajo contratos de gas a largo Plazo → 2021 Precios competentes– el último nuevo contrato de Canacol recibe $8 / Mbtu Proyectos de infraestructura en ejecución para aumentar la capacidad existente
Propuesta: Gasoducto
Promigas
Campo Nelson Descubrimiento de Palmer
Cartagena
Barranquilla
16
Contrato de E&P de Esperanza (100% “WI”) Campo de gas Nelson Reservas 2P 113 bcf(1)
Producción actual ~18 MMcf/d Una joya en un universo de corta vida de reservas Campo Nelson ~17 años Colombia (país) ~7 años
Ago ’14, Descubrimiento de Palmer Probó 15.5 MMcf/d Espesor petrolífero 87 pies Est. gerencia “EUR” ~30 bcf Potencial de exploración (2)
En pruebas - Corozo 26/15 bcf(2)
Dic ‘14 - Cañandonga 67/27 bcf(2)
2015→ 12 prospectos y “leads” 96/58 bcf(2)
Mag Inferior
(1) Reporte de reservas efectivo a 6/30/14 (2) Estimaciones de la Gerencia para recursos netos prospectivos recuperables no riesgados/riesgados
~2,4x
Corozo
Palmer-1
Cañandonga
Nispero
Prospecto Lead Campo
Katana
Nelson
Arianna
Caña Flecha
Estación Jobo
Gasoducto a mina
Gasoducto
“EUR” = Estimación último recobro 17
Perspectiva ‘15 5 pozos de desarrollo para incrementar la capacidad a más de 100 MMscf/d para los contratos de suministros por 83 MMscf/d
‘08→ Rancho Hermoso 13 de 13 ~15,000 net bopd (máx)
‘12→ Campos Labrador, Leono, Pantro y Tigro Restan 3 pozos de desarrollo en ‘14
‘14→ Maltés y Pastor 4 MMbls(2)
‘15→ 99k acres restantes 40 MMbls(2)
Adquirir 400 km2 de sísmica 3D
Tigro
LLA 23
90% WI
RH
Falla Campos petroleros Leads
Leono
3D
3D
Maltés
Pantro
Lab
10 MMbls(1)
Pastor
(1) Reservas 2P + volumenes equivalentes antes de regalías a Jun ‘14 (2) Estimaciones de la Gerencia de los recursos netos prospectivos recuperables no riesgados
18
Leono-3
Pantro-1
Pantro-2
Leono-1
Leono-2
LLA 23
Pantro Leono
Lab
Leono, Pantro, Tigro
19
Tigro 1
Tigro 3 2km
(1) Estimaciones de la gerencia
Reservorio Gacheta
Maltés 1
Lab-2
Lab 6
Lab-5
Labrador
Lab-4
Lab 7
A-1ST
Lab-3
Tigro
Las Maracas ~12 MMbls
Macarenas ~6 MMbls
Cravo E ~8 MMbls
Cravo S ~9 MMbls
Falla Campos petroleros Leads
(1) Estimaciones de la Gerencia de recursos restantes netos prospectivos recuperables no riesgados
LLA 23 puede ofrecer>40 MMbls en recursos prospectivos restantes(1)
1mitad’15 la perforación de exploración está cubierta por sísmica 3D SÍSMICA EN CURSO (área en amarillo )… 400 km2 de sísmica 3D para confirmar las locaciones de perforación para el ’15 y ‘16
L
P
L
RH
3D
3D
20
3
2
1
4
6
COR 4
COR 12
VMM 3
VMM 2
COR 11
COR 39
Santa Isabel
5
7
N
N
S
S
COR 62 $263/acre
(1)Representa el reporte de recursos de DeGolyer & MacNaugton el cual indica la estimación de los recursos prospectivos de crudo totales trabajados de Canacol y el potencial del VPN-10 respectivamente, efectivo a 6/30/14
545km de acres netos
Segunda posición en tierras de “shale” en Colombia
El nuevo reporte de D&M revela un amplio potencial presente en Canacol(1)
Cubre únicamente 3 de 7 bloques prospectivos de “shale oil”
Socios CNE “WI” “Carry” Costo/Acres Valor del Mdo/acre Múltiple
pozos
pozos
pozos
pozos
por
por
21
Mejor Alta Media
Estimaciones
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 LP
Rosablanca
El Cejudo-1 Perforación Pico Plata-1 mediados de octubre
’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”
OP-1
22
De
sarr
ollo
LLA 23 (Labrador, Leono, Pantro, Tigro) VMM 2 and Santa Isabel Ecuador Capella Rancho Hermoso
23
Objetivo ‘14e 12,500 – 13,000 boepd(2)
Po
ten
cial
de
Ex
plo
raci
ón
Q 4 ‘14e Total ‘14e
Pozos Recursos
prospectivos(1)
LIVIANO LLA 23: Maltés, Pastor 2 3.5/1.5 MMbls
SHALE VMM 3: Picoplata 1 54.8/13.7
GAS Esperanza: Cañandonga 1 11.2/4.5 4 70/20 MMboe
(1) Estimaciones de la Gerencia de recursos netos prospectivos recuperables no riesgados/riesgados (2) Representa la producción neta promedio antes de regalías
Equipo con> 50-años de historia operacional
combinada en Colombia
Calendario ‘14e 12,500 - 13,000 boepd
Objetivo 75 mmboe / 23 mmboe(4)
Plataforma 5 cuencas/13 campos
diversificada
Reservas 2P + “DV” 43 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 $5.90/acción (2) Convertido utilizando CDN → USD tasa de cambio (0.88) al 11/12/14 (3) A septiembre 30 de 2014
28% 32%
18% 22%
En mm Acciones en circulación 107.8 Dilución 0.1 107.9 En USD mm Capitalización de mdo $402.9 Deuda neta + convertible 95.5 Valor de la Empresa “EV” 498.4
Accionistas Diversificados
(1)
(2)
(4) Estimaciones de la gerencia de recursos netos prospectivos recuperables no riesgados/riesgados (5) Reportes de reservas efectivos a jun’14 (6) Estimaciones de la Gerencia de recursos netos prospectivos recuperables riesgados
TSX (CNE), BVC (CNEC), OTCQX (CNNEF)
(3)
24
BOGOTA
Participación
Cuenca del Mag. Inferior, Colombia
1. VIM 21 100%
2. Esperanza 100%
Las Cuencas de Magdalena,Colombia
3. Santa Isabel - somero 100%
3. Santa Isabel - profundo 30%
4. VMM 2 - somero 40%
4. VMM 2 - profundo 20%
5. VMM 3 20%
6. COR 39 70%
7. COR 4 77%
8. COR 11 70%
9. COR 12 77%
Cuenca de los Llanos, Colombia
10. Caño Los Totumos 51%
11. LLA 23 90%
12. Rancho Hermoso 100%
13. Morichito 15%
Cuenca Caguán-Putumayo, Colombia
14. Serrania 37.5%
15. Los Picachos 37.5%
16. Macaya 37.5%
17. Ombu (Capella) 10%
18. Portofino 45%
19. Sangretoro 100%
20. Achapo 100%
21. Cedrela 100%
22. Coati 40%
Cuenca del Oriente , Ecuador
23. 2 campos 25%
1,2 3
4
5
6 7
8 9
10
11 12
13
14
16 15
17
18 19 20
21
22
23
Operador No-operador Produciendo
26
Ver las notas que se encuentran en la siguiente página 27
28
Calle 113 No. 7-45 Torre B – Oficina 1501
Bogota, Colombia +571.621.1747
Eighth Avenue Place 4500, 525 – Eighth Avenue South West
Calgary, Alberta T2P 1G1 Canada 214.235.4798
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