RESULTADOS PRIMER TRIMESTRE AÑO FISCAL 2015 a 30 de

RESULTADOS PRIMER TRIMESTRE AÑO FISCAL 2015 a 30 de

RESULTADOS PRIMER TRIMESTRE
AÑO FISCAL 2015
a 30 de septiembre 2014
 Aumento en Ingresos
1Q F2014:
1Q F2015:
$51,6 MM
$67,0 MM
+30%
 Aumento en fondos provenientes de operaciones
1Q F2014:
1Q F2015:
$24,3 MM
$36,8 MM
+52%
El más alto en la
historia de
Canacol
 Netbacks
1Q F2014
1Q F2015
$39,33 / boe
$37,69 / boe
- 4%
Principalmente
por caídas en
los precios de
referencia del
petróleo
Producción trimestral, incluida en Estados Financieros y Reporte de Gestión y Análisis, para cada uno de los periodos
Ingresos Totales & Opex + Transporte
Ingresos
Cifras en millones de dólares
Gastos transporte y
producción
Cifras en miles de millones de dólares americanos ($)
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.
Cifras
enen
millones
dede
dólares
Cifras
millones
dólares
Fondos Operacionales
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.
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
 Esperanza
 Ecuador
Contratos de Gas
y Ecuador
Crudo Liviano con altos netbacks
Gas
Crudo a tarifa fija
No tienen exposición
a las fluctuaciones en los
precios de referencia del
petróleo
42% producción
1Q F2015
Producción Actual
Finales 2015
20 MMcfpd (3,509 boepd)
83 MMcfpd (14,561 boepd)
Precio Guajira
 2 Contratos existentes – 5 años:
35 MMcfpd
$5.08/MMbtu - $28.96/boe
@5.40/Mmbtu +2% anual
(subió de $3.97 desde el 29 de Oct)
 1 Nuevo contrato – 5 años:
30 MMcfpd
+$30MM Ebitda al año
@ $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
Utilidad Neta
Ajustado por:
+ Impuestos
+ Gastos financieros
+ Depreciación
2014
14.110
2013
2.981
(1.190)
3.388
19.493
1.216
1.943
7.298
EBITDA
35.801
13.438
CANACOL CON SU ACTUAL:
ESTA BIEN POSICIONADA PARA:
 Amplio y diversificado portafolio de
activos de petróleo y gas
 Mantener sólidos niveles de
producción
 Reducida exposición a los precios
de referencia de petróleo
 Generar flujos de caja
 Crecer sus reservas
 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
 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
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
“EV”
US $ 498 millones
Para el restante año calendario 2014…
Restan 9 pozos
4 de exploración
5 de desarrollo
Objetivo
12,500 – 13,000 boepd
(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
13
35,000 boepd para 2016
PRODUCCIÓN DE
PROSPECTOS DE
EXPLORACIÓN
RIESGADOS
50.000
>200 MMboe de
recursos prospectivos
netos riesgados
40.000
VPN-10 $2.3 billones
$21/acción
30.000
PRODUCCIÓN DE 13 CAMPOS
EXISTENTES
20.000
43 Mmboe de reservas 2P
10.000
VPN-10 $887 millones
$8/acción
0
'13a
'14e
'15e
'16e
Producción promedio año calendario ubicado en el eje X
Producción neta promedio antes de regalías (boepd)
'17e
'18e
'19e
'20e
14
43 MMboe
Petróleo (23 MMbls ó 53%)
Objetivo para el año calendario ‘14e
12,500 a 13,000 boepd
Gas (20 Mmboe ó 47%)
Excluye a
Tigro
Palmer
Ecuador
12-15% declinación/año
Capella
10-15% declinación/año
~9
yr.
~9 Años
RLI
RLI
Esperanza
10-15% declinación/año
Llanos
30-40% declinación/año
Producción
promedio neta
antes de regalías
(boepd)
Crudo mediano/liviano
Tarifa de crudo Rancho Hermoso
Gas
Netback
promedio corp.
(/boe)
17-años
vida de reservas
15
Barranquilla
De 18 MMcf/d a 83 MMcf/d finalizando ’15
Cerro Matoso
Dic ‘15 primeras ventas
Nuevo contrato #1
Nuevo contrato #2
Magdalena
Inferior
Cartagena
Compromiso
Precio
EBITDA
18 MMcf/d
$5 / Mbtu
$30 MM
35
30
83 MMcf/d
$5.40
$8
$65
$75
$170 MM
Búsqueda continua de más contratos ~60 MMcf/d
Propuesta:
Gasoducto
Promigas
Finalizado al
terminar ’15:
La primera
estructura
flotante en el
mundo de GNL
(Gas Natural
Licuado)
~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
Descubrimiento de
Palmer
Campo Nelson
Proyectos de infraestructura en ejecución para aumentar la
capacidad existente
Cerro Matoso
Mina de nickel
16
Mag
Inferior
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
Colombia (país)
~17 años
~7 años
~2,4x
Caña
Flecha
Arianna
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
Gasoducto
Katana
Estación Jobo
Corozo
Nispero
26/15 bcf(2)
Dic ‘14 - Cañandonga
67/27 bcf(2)
2015→ 12 prospectos y “leads”
96/58 bcf(2)
Cañandonga
Palmer-1
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
Nelson
Prospecto
Lead
Campo
Gasoducto a mina
(1) Reporte de reservas efectivo a 6/30/14
(2) Estimaciones de la Gerencia para recursos netos prospectivos recuperables no
riesgados/riesgados
“EUR” = Estimación último recobro
17
3D
Leono
Pantro
‘08→
Rancho Hermoso
Tigro
LLA 23
13 de 13
~15,000 net bopd (máx)
‘12→
Campos Labrador, Leono, Pantro
y Tigro
90% WI
3D
10 MMbls(1)
Restan 3 pozos de desarrollo en ‘14
‘14→
Maltés y Pastor
Maltés
Lab
4 MMbls(2)
Pastor
‘15→
99k acres restantes
RH
40 MMbls(2)
Adquirir 400 km2 de sísmica 3D
(1) Reservas 2P + volumenes equivalentes antes de regalías a Jun ‘14
(2) Estimaciones de la Gerencia de los recursos netos prospectivos recuperables no riesgados
Falla
Campos petroleros
Leads
18
Leono
Pantro
Tigro
Leono, Pantro, Tigro
Labrador
LLA 23
Lab
Maltés 1
Leono-3
Leono-2
Leono-1
Lab-2
Lab-3
A-1ST
Lab 7
Lab-4
Lab-5
Pantro-1
Pantro-2
Lab 6
Tigro 1
Tigro 3
Reservorio Gacheta
2km
(1) Estimaciones de la gerencia
19
Las Maracas
~12 MMbls
L
P
LLA 23 puede ofrecer>40 MMbls en recursos
prospectivos restantes(1)
Cravo S
~9 MMbls
3D
Cravo E
~8 MMbls
3D
Macarenas
~6 MMbls
1mitad’15 la perforación de exploración está
cubierta por sísmica 3D
L
SÍSMICA EN CURSO (área en amarillo )…
400 km2 de sísmica 3D para confirmar las locaciones
de perforación para el ’15 y ‘16
RH
Falla
Campos petroleros
Leads
(1) Estimaciones de la Gerencia de recursos restantes netos prospectivos recuperables no riesgados
20
Santa
Isabel
VMM 2
1 3
2
545km de acres netos
Segunda posición en tierras de “shale” en Colombia
Socios
“Carry”
CNE “WI”
Costo/Acres
VMM 3
N
Valor del Mdo/acre
Múltiple
pozos
pozos
pozos
por
por
pozos
El nuevo reporte de D&M revela un amplio potencial presente en Canacol(1)
Cubre únicamente 3 de 7 bloques prospectivos de “shale oil”
COR 39
Estimaciones
Mejor
Alta
S
4
5
COR 4
Media
COR 62
$263/acre
N
6
7
(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
COR 11
COR 12
S
21
“Sweet
Spot”
Rosablanca
Buturama 1-4
Produjo 500k+ bbls
Catalina-1
Probó 7,820 bopd
La Luna
Olivo-1
Probó ≤ 6,400 bopd
Santa
Isabel
OP-1
La Luna
Totumal 1-5
800k bbls producidos
VMM 2
Área de
“shale oil”
definida(1)
’16e >25,000 bopd
Mono Araña-1 prueba de largo
plazo LP
El Cejudo-1
Perforación Pico Plata-1
mediados de octubre
VMM 3
P Pozos propuestos
(1) ~1.5 mm acres de “shale oil” prospectivo en La Luna en la Cuenca del Magdalena Medio,
EIA jun ‘13
22
Potencial de Exploración
Q 4 ‘14e
Total ‘14e
Recursos
Pozos prospectivos(1)
LIVIANO
LLA 23: Maltés, Pastor
2
3.5/1.5 MMbls
1
54.8/13.7
1
4
11.2/4.5
70/20 MMboe
SHALE
VMM 3: Picoplata
GAS
Desarrollo
Esperanza: Cañandonga
LLA 23 (Labrador, Leono, Pantro, Tigro)
VMM 2 and Santa Isabel
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
12,500 – 13,000 boepd(2)
23
TSX (CNE), BVC (CNEC), OTCQX (CNNEF)
En mm
Acciones en circulación
Dilución
107.8
0.1 (1)
107.9
En USD mm
Capitalización de mdo
$402.9 (2)
Deuda neta + convertible 95.5 (3)
Valor de la Empresa “EV” 498.4
Resumen
Equipo con> 50-años de historia operacional
combinada en Colombia
Calendario ‘14e
12,500 - 13,000 boepd
Objetivo 75 mmboe / 23 mmboe(4)
Plataforma
diversificada
5 cuencas/13 campos
Accionistas Diversificados
Reservas 2P + “DV” 43 mmboe(5)
Recursos potenciales ~200 mmboe(6)
32%
28%
22%
Socios de talla
mundial
ConocoPhillips, Exxon, Shelll
18%
(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
(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
24
1,2
Participación
Cuenca del Mag. Inferior, Colombia
1. VIM 21
100%
2. Esperanza
100%
3
4
5
10
BOGOTA
13
6
7
8
9
14
18
21
22
23
11
12
15
17
20
16
19
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%
Operador
No-operador
Produciendo
26
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28
Calle 113 No. 7-45
Torre B – Oficina 1501
Bogota, Colombia
+571.621.1747
[email protected]
Eighth Avenue Place
4500, 525 – Eighth Avenue South West
Calgary, Alberta T2P 1G1 Canada
214.235.4798
[email protected]
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