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RESULTADOS FINANCIEROS 2Q - año fiscal 2015 Febrero 16 de 2015, Bogotá
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RESULTADOS FINANCIEROS 2Q - año fiscal 2015
Febrero 16 de 2015, Bogotá
Producción trimestral, incluida en Estados Financieros y Reporte de Gestión y Análisis, para cada uno de los periodos
Dic 31 2013 Mar 31 2014 Jun 30 2014 Sep 30 2014 Dic 31 2014
2.216 1.875 1.613 1.974 1.666
3.705 4.685 5.774
5.675
4.953
3.097 2.633
2.941 3.334
3.236
1.077 1.700
1.884
2.273
1.967
Ecuador Gas LLA23 Rancho Hermoso & Otros
Promedio de Producción Trimestral Antes de regalías
Netback Corporativo: $38,44
Netback Corporativo: $43,57
Netback Corporativo: $37,70
10.893 boepd
12.212 boepd
Netback Corporativo: $25,14
10.095 boepd
Netback Corporativo: $44,70
13.256 boepd
11,822 boepd
Producción-Ene 11,940 boepd
Netback LLA-23 $30,78
INGRESOS AJUSTADOS
FONDOS AJUSTADOS PROVENIENTES DE OPERACIONES Tres meses Seis meses 2Q F2014 US$ 16,7 MM F 2014 US$ 41,8 MM 2Q F2015 US$ 23,0 MM F 2015 US$ 60,1 MM
Tres meses Seis meses 2Q F2014 US$ 47,1 MM 2QF 2014 US$ 99,5 MM 2Q F2015 US$ 43,9 MM 2QF 2015 US$111,2 MM
-7% +12%
+44% +37%
Cifras en miles de millones de dólares americanos ($) 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
*Incluye CPI de Ecuador
Ingresos
Gastos transporte y produx
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.
Devaluación Peso Colombiano vs USD
Ajuste en Valor de Activos – RH principalmente
US$22,4 MM US$22,3 MM
Fondos ajustados provenientes de operaciones US$23 millones
Atribuible a:
Pérdida Neta US$ 46 MM
Non – Cash Items
En el segundo trimestre del 2015 Canacol obtuvo una pérdida de $45,97 MM, frente a una pérdida de $10,41 MM en el mismo trimestre del año 2014
Trimestre finalizado el 31 de diciembre 2014 2013 2012
Utilidad (pérdida) neta (45.970) (10.412) 1.820
Ajustado por:
+ Impuestos 3.477 3.003 1.934
+ Intereses 6.137 2.206 2.409
+ Depreciación 16.818 7.530 9.893
+ Compensaciones en opciones 2.057 519 859
+ Pérdida en derivados e instrumentos financieros (4.455) 16.939 (524)
+ Diferencia en cambio no realizada (746) (1.233) (927)
+ Pre-license costs / E&E write down 4.310 213 14.130
+ Deterioro de activos 27.396
- Ganancia (pérdida) en adquisición de negocio 7.944 (28.147)
EBITDA 16.968 18.765 1.447
FINANCIACIÓN (cierre estimado marzo 2015)*1
BNP PARIBAS Crédito Senior a Término Fijo US$200 MILLONES Plazo: 54 Meses Intereses trimestrales Periodo de gracia: 30 meses hasta septiembre 2017
Deuda bancaria de corto y largo plazo US$ 244,6 MM
Efectivo + Efectivo equivalente US$ 124,7 MM
Efectivo restringido US$ 74,8 MM
*saldos al 31 de diciciembre del 2014.
*1 Sujeto a aprobaciones legales, de la Junta Directiva de Canacol y a condiciones de cierre habituales.
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: $124,7 MM + $74,8 MM (RC)
ESTA BIEN POSICIONADA EN EL 2015 PARA: Adaptarse al entorno de
incertidumbre en los precios del petróleo
Mantener sólidos niveles de producción y flujo de caja
Continuar con la estrategia de crecimiento en el mercado local de gas Mantener inversiones en
activos de petróleo estratégicos
Crecer la base de reservas
Feb ‘15
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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.
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(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”
Reservas 2P 43 Mmboe / 46% de gas VPN-10 US $ 887 MM(1)
Valor de la empresa US $ 432 MM
Vida de reservas ~9 años
El 44% de la producción no está atado al precio del WTI Producción 4Q ‘14 11,822 boepd promedio netos
Crecimiento
año/año 17%
Enfoque ‘15 Magdalena Inferior ↑ producción a 83MMcf/d (de ~20MMcf/d)
para finales de 2015 bajo contratos “take or pay”
con precios hasta $8/Mbtu
Evaluar el descubrimiento Clarinete
Incorporar reservas
Firmar nuevos contratos de venta de gas
Llanos Explorar por altos netbacks, crudo liviano
Oriente ↑ producción
Netback US $39/bl, no atados al WTI
De
velo
pm
en
t
0
200
400
600
800
1.000
'00 '01 '02 '03 '04 '05 '05 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14e '15e
mmcf/d
14
1.1bcf/d
Residencial
Comercial
Industrial
Termoeléctrica
Fuente: UPME
La fuerte demanda está impulsando los precios
Producción de Colombia ‘13 2.7 bcf/d
Re-inyectado para “EOR”* -1.5
Disponible para consumo 1.2 bcf/d
vs. consumo proyectado 1.1
La demanda pronto superará a la oferta…
Los 3 campos principales representan el 55% de la producción del país
Durante los 5 años pasados:
El principal campo ha declinado >30% a 400 mmcf/d
La vida de reservas de gas de Colombia se ha reducido
a la mitad (a ~13 años)
Objetivo año ’15: Cuadruplicar la producción De 20 a 83MMcf/d a través de contratos “take or pay” de venta de
gas a 5 años de hasta $8/Mbtu
Objetivo año ’16: Duplicar la producción
De 83 a 180 MMcf/d del reciente descubrimiento Clarinete
14
Barranquilla
Cartagena
Cerro Matoso
La Creciente
VIM 19
VIM 5 Esperanza
Tuberia Estación de compresión
Chucupa Ballena
Riohacha
Caribe
*EOR: “Enhanced Oil Recovery”, Recuperación Mejorada de Petróleo *Cf/d: “Cubic feet/day”, Pies cúbicos por día
De
velo
pm
en
t
15
(1) Reporte de reservas efectivo a 6/30/14 (2) Estimaciones de la gerencia para recursos netos prospectivos recuperables no riesgados/riesgados
Contrato de E&P Esperanza (100% “WI") Campo Nelson Reservas 2P 141 bcf(1)
Producción actual ~ 20 MMcf/d Campo Palmer Reservas 2P 32 bcf(1)
Cuadruplicar la producción de Gas De 20 a 83MMcf/d con contratos de venta de gas a 5 años
5 productores tienen una capacidad productiva
de 75MMcf/d (excluidos Clarinete y Corozo)
Ampliar las facilidades de producción
(de 50 → 100MMcf/d)
Ampliar el EBITDA de $30 a $170 MM en Dic ‘15 Los precios aumentan en 2-3 %/año hasta el año ‘21 Último contrato a un precio de $8/Mbtu >80% de margen operativo por contrato
Mucho por hacer ‘15→ 7 prospectos/leads 96/58 bcf(2)
Cañandonga
Estación Jobo
Nelson Adquirido ‘12
Cañaflecha Arianna
Katana
Gasoducto Límite del Bloque Prospectos y leads
Campos y descubrimientos
20 km 15 10 5
Mag Inferior
Palmer Descubrimiento ‘14
Corozo Descubrimiento ‘14
*Cf/d: “Cubic feet/day”, Pies cúbicos por día
VIM 5
ESPERANZA
VIM 19
La Creciente
5 10 20 30 km
Clarinete 1: descubrimiento en nov ’14, 540 BCF(1)
149 pies de potencial espesor neto contenedor de gas
26% de porosidad promedio
Reservorio arenisco Ciénaga de Oro (productivo en Nelson)
Objetivo ‘16 : Llevar a Clarinete hasta 100 MMcf/d
Nuevo descubrimiento= nuevos contratos de gas >80% de margen operativo por contrato
Contratos a 5 años
Tener presente el último nuevo contrato de Canacol que recibe
$8 / Mbtu
Adquiridos VIM 5 y VIM 19 Adquisición De 60k → 600k acres (10x)
10 prospectos & leads identificados
2.3 TCF(1)
Participación 75% (después del “farm out”)
Pago neto efectivo $22.5 MM (después del “farm out”)
16
(1) (1) Representa recursos totales prospectivos no riesgados de gas según el reporte NI-51-101 a (2) julio de 2014 de Gaffney Cline and Associates (“GCA”)
CLARINETE 1
Gasoducto Límite del Bloque Prospectos y leads
Campos y descubrimientos
CLARINETE 1 Probó 45 MMcf/d
Ciénaga de Oro Profundidad de la Estructura
Zona Superior “GWC” @ -6,410 pies nivel bajo el mar
17
Potencial de 540 BCF(1)
¿Oportunidad en adelante?
$90 MM capex
>100MMcf/d
Por 10 años
3,074 acres
VIM 5 2.3 TCF(1)
10 prospectos & leads
Clarinete-1
“Subcrop edge” (1) Representa recursos totales prospectivos no riesgados de gas según el reporte NI-51-101 a julio de 2014 de Gaffney Cline and Associates (“GCA”)
Contorno del Intervalo = 10ft
Actual - 20MMcfpd (3,509 boepd) Contratos “Take or pay” Objetivo - 83 MMcfpd (14,561 boepd) Finalizando 2015
Fecha de inicio
Volumen Precio USD$/ MMbtu
Término mmscfpd boepd
Actual 20 3,509 Guajira
$5.08 10 años
Dic 2015 35 6,140 $5.40 + 2% anual 5 años
Dic 2015 30 5,263 $8.00 + 3% anual 5 años
3Q año calendario
2016
35
6,140
$ 4,90 + 2% anual +
$ 1.25 (GNL) = $6.25
15 años
Canacol espera aumentar aun más la producción con el último contrato de gas y los contratos adicionales que se negocien
Las Maracas ~12 MMbls
Macarenas ~6 MMbls
Cravo E ~8 MMbls
Cravo S ~9 MMbls
Falla Campos petroleros Leads
19
La tendencia es nuestra aliada… ‘08→ Campo Rancho Hermoso 13 de 13 ~15,000 bopd netos (en el tope) ‘12→
LLA 23: campos Labrador, Leono, Pantro, Tigro 10 MMbls(1)
LLA 23 puede ofrecer~40 MMbls en recursos prospectivos restantes(2)
Actividades planeadas ‘15 Completar la adquisición de 400 km² de sísmica 3D (en amarillo) Perforar y desarrollar lprospectos de exploración seleccionados
L
P
L
RH
3D
3D
T
(1) Reservas 2P + volumenes equivalentes antes de regalías a jun ‘14 (2) Estimaciones de la gerencia de recursos restantes netos prospectivos recuperables no riesgados
LLA 23 90% “WI”
5 de 6 pozos de exploración
M
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
20
545k acres netos
Segunda posición en tierras de “shale” en Colombia
Nuevo reporte de “D&M” revela un gran potencial para Canacol(1)
Cubre únicamente 3 de 7 bloques prospectivos de “shale oil”
(1) Representa recursos brutos prospectivos de petróleo para la participación de Canacol y VPN-10 respectivo, del Reporte de estimación media de recursos de DeGolyer & MacNaugton, efectivo a 6/30/14
21
TSX (CNE), BVC (CNEC), OTCQX (CNNEF)
Reservas 2P + DV 43 MMboe(3)
46% gas
Vida de reservas ~9 años
Enfoque ’15
COLOMBIA
↑ producción a 83MMcf/d (desde ~20 MMcf/d)
bajo contratos “take or pay” con precios hasta $8/Mbtu
Evaluar el descubrimiento Clarinete
Incorporar reservas
Firmar nuevos contratos de venta de gas
Explorar por crudo liviano con altos netbacks
ECUADOR
↑ producción en Ecuador con netback de US $39/BL,
no atado al precio WTI
(1) Convertido utilizando CDN → USD tasa de cambio (0.80) al 2/5/15 (2) A September 30, 2014
28% 32%
18% 22%
En mm Acciones en circulación 107.8 En USD mm Capitalización del mdo $274.1 Deuda neta 95.5 Valor de la empresa $369.6
Accionistas Diversificados
(1)
(3) Reporte de reservas efectivo a Jun ‘14
(2)
Resumen
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
