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.
(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 2Q’14 12,212 boepd netos promedio
Valor de la Empresa US $ 641 millones
“EV”
Programa ‘14
56 pozos 13 de exploración (5 restantes)
43 de desarrollo (8 restantes)
Capex $210 millones
Objetivo 13,000 – 14,000 boepd
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
Gas (20 Mmboe ó 47%)
43 MMboe Petróleo (23 MMbls ó 53%)
$-
$5
$10
$15
$20
$25
$30
$35
$40
$45
-
1.500
3.000
4.500
6.000
7.500
9.000
10.500
12.000
13.500
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 entre 13,000 y 14,000 boepd
Producción promedio neta antes de regalías (boepd)
Crudo mediano/liviano Tarifa de crudo Rancho Hermoso Gas
Netback promedio corp.
(/boe)
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 $4 / 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 gana $8 / Mbtu Proyectos de infraestructura en ejecución para aumentar la capacidad existente
Propuesta: Gasoducto
Promigas
Campo Nelson Descubrimiento de Palmer
Cartagena
Barranquilla
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)
Oct ’14 - 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
‘08→ Rancho Hermoso 13 for 13 ~15,000 net bopd (máx)
‘12→ Campos Labrador, Leono, Pantro 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
Leono-3
Pantro-1
Pantro-2
Tigro 2
Leono-1
Leono-2
LLA 23
Pantro
Leono
Lab
Tigro 3
2km
(1) Estimaciones de la Gerencia
Reservorio Gachetá
Maltés 1
Lab-2
Lab 6
Lab-5
4 campos, 11-por-12
Espesores petrolíferos mitigan el riesgo : C7, M, B, G, U Netback competente $67/bbl
Labrador
Lab-4
Lab 7
A-1ST
Lab-3
Pointer 1
Leono, Pantro, Tigro
Tigro 1
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)
1H’15 la perforación de exploración está cubierta por sísmica 3D SÍSMICA EN CURSO (area en amarillo )… 400 km2 de sísmica 3D para confirmar las locaciones de perforación para el ’15 y ‘16
L
P
L
RH
3D
3D
3
2
1
4
6
COR 4
COR 12
VMM 3
VMM 2
COR 11
COR 39
Santa Isabel
5
7
N
N
S
‘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
Pozos/
Pozos/
Pozos/
por
por
Pozos/
Socios CNE “WI”
Acres Netos
“UPIIP” Netos
“Carry” Costo/Acres
Valor del Mdo/acre
Múltiple
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 primera semana 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 ‘14
“Sweet Spot”
OP-1
12
De
sarr
ollo
LLA 23 (Labrador, Leono, Pantro, Tigro) VMM 2 y Santa Isabel Ecuador Capella Rancho Hermoso
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 VMM 2: El Cejudo
GAS Esperanza: Corozo, Cañandonga 2 16.7/7.6 5 75/23 MMboe
Objetivo ‘14e 13,000 – 14,000 boepd(2)
(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 13,000 - 14,000 boepd
Objetivo 84 mmboe / 28 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 (0.90) al 9/23/14 (3) A junio 30 de 2014
28% 32%
18% 22%
En mm Acciones en circulación 107.7 Dilución 1.2 108.9 En USD mm Capitalización de mdo $580.4 Deuda neta + convertible 60.9 Valor de la Empresa “EV” 641.3
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)
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
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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